La AOG Patagonia 2026 prepara una edición récord: la totalidad de los espacios ya fueron comercializados

Con el 100% del espacio disponible ya comercializado, la Argentina Oil & Gas Patagonia 2026 volverá a reunir en Neuquén a los principales actores de la industria energética para debatir en conjunto la actualidad y el futuro de la actividad.

El evento crece al ritmo de la industria y se prepara para una edición récord: contará con 17.000 m2 y más de 400 marcas expositoras. La edición 2026 ofrecerá una agenda cargada de actividades. En este sentido, contará con cuatro auditorios en los que se brindarán charlas técnicas, presentaciones y conferencias protagonizadas por referentes de toda la cadena de valor.

Los expositores tendrán más espacio para presentar sus productos: además del hall general, se desplegarán seis carpas en las que las empresas exhibirán todas las novedades de su catálogo. En la misma línea, la Plaza de Máquinas duplicará su superficie respecto al 2024.

Una vez más, las nuevas generaciones de profesionales tendrán un espacio destacado en la décima edición de Jóvenes Oil & Gas (JOG). Esta iniciativa pensada para estudiantes avanzados y recién graduados que quieren incorporarse a una industria también incrementará su superficie en la próxima edición.

El evento incluirá nuevas confiterías y servicios, por lo que la experiencia integral de visitantes y expositores mejorará significativamente. También se optimizarán los accesos al predio y se incorporará una salida directa al aeropuerto.

Organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y realizada y comercializada por Messe Frankfurt Argentina, la Argentina Oil & Gas Patagonia 2026 es una exposición clave para posicionar a las compañías del sector en el corazón de la industria.

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YPF y Eni explorarán un bloque a 200 km de las costas de Uruguay

YPF y Eni firmaron un acuerdo para explorar conjuntamente el bloque OFF-5, ubicado en aguas profundas a 200 km de la costa de Uruguay. Con una extensión aproximada de 17.000 km2 y una profundidad máxima de agua de 4.100 metros, el OFF-5 se encuentra en una zona considerada estratégica por su potencial geológico.

Estudios recientes indican similitudes con la cuenca Orange sobre el margen africano, en Namibia, donde se han realizado importantes descubrimientos de petróleo y gas. Ambos márgenes compartieron la misma evolución geológica antes de la separación continental, lo que, sumado a las similitudes observadas luego de la apertura del Atlántico, abre un importante potencial exploratorio en el Margen Americano.

“Este acuerdo con Eni nos permite dar un paso hacia la exploración offshore. Incorporamos conocimiento global y capacidades que nos posicionan para aprovechar oportunidades en una región con gran potencial, reafirmando nuestra visión de crecimiento y liderazgo en proyectos innovadores”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

Mediante el acuerdo suscrito, Eni Uruguay Ltd. adquiere una participación del 50% en el bloque OFF-5 y asumirá la operación tras el cierre de la transacción, sujeta a la aprobación de las autoridades uruguayas.

Este entendimiento refuerza el compromiso de ambas compañías con el desarrollo energético en la región y marca un paso importante en la cooperación internacional para proyectos offshore. Además, YPF y Eni firmaron recientemente un contrato para avanzar con la ingeniería de la etapa más grande del proyecto Argentina LNG, consolidando una relación estratégica que combina experiencia global y capacidades locales para impulsar el desarrollo energético en la región.

YPF y ENI, un vínculo estratégico

El avance en Uruguay se suma al trabajo conjunto que ambas compañías desarrollan en el país. El mes pasado, YPF y Eni firmaron en Buenos Aires el contrato de ingeniería de la etapa más relevante del proyecto Argentina LNG, que apunta a construir la mayor planta de licuefacción del país.

Ese documento define el diseño técnico y operativo de una iniciativa que prevé una inversión total estimada de 40.000 millones de dólares. De esa cifra, unos 25.000 millones se orientarán a la construcción de la terminal de licuefacción y la infraestructura asociada, mientras que otros 15.000 millones financiarán el desarrollo de tres bloques de gas húmedo en Vaca Muerta. El contrato representa un paso técnico previo a la Decisión Final de Inversión (FID), que se espera para el primer semestre de 2026.

El esquema de alianzas en torno al proyecto también registró un avance en noviembre, durante la feria energética ADIPEC 2025. En ese ámbito, YPF y Eni firmaron un “Framework Agreement” con XRG, el brazo internacional de inversiones energéticas de ADNOC, la petrolera de Abu Dhabi.

GeoPark acelera su plan de crecimiento en Vaca Muerta

GeoPark presentó sus resultados del tercer trimestre de 2025, con una sólida entrega operacional y financiera. En el período, la compañía destacó la ejecución disciplinada de su estrategia y la integración sin contratiempos de sus activos no convencionales en Argentina. La empresa subrayó que está identificando eficiencias y sinergias que permitirán mejorar la rentabilidad y acelerar el desarrollo en Vaca Muerta.

En el trimestre, la compañía alcanzó un Adjusted EBITDA de US$ 71,4 millones, con margen del 57%, impulsado por mayor producción y precios estables. La producción promedio llegó a 28.136 boepd, dentro del rango objetivo del año.

El CEO, Felipe Bayón, afirmó que los resultados refuerzan la confianza en la estrategia corporativa, basada en “excelencia operativa, asignación disciplinada de capital y crecimiento rentable”.

Captura de sinergias tras la adquisición en Argentina

Luego de completar el 16 de octubre de 2025 la adquisición de los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste en Vaca Muerta, GeoPark reportó que asumió la operación sin interrupciones.

En menos de diez días, la empresa inició actividades de reacondicionamiento e instalación de bombas en tres pozos para incrementar producción. El crudo se está comercializando en el mercado local, mientras avanza la preparación logística para su plan de desarrollo 2026.

La firma enfatizó que ya está identificando múltiples oportunidades de eficiencia de costos y sinergias operativas para acelerar la curva de producción y generar mayor valor en el corto y mediano plazo.

En 3Q2025, Vaca Muerta promedió 1.660 boepd y acumula en el año 2.060 boepd. Estos niveles se consideran una base para el crecimiento esperado en los próximos años.

GeoPark avanza en Vaca Muerta.

Costos competitivos y una estructura financiera fortalecida

La compañía logró sostener costos operativos de US$ 12,5 por boe producido, consistentes con la guía anual y con la industria.

Además, la gestión interna de eficiencia implementada desde el trimestre anterior permitió alcanzar ** US$ 15,1 millones en ahorros**, lo que equivale a casi US$ 19,5 millones anualizados.

GeoPark también avanzó en reducción de deuda: durante el trimestre recompró US$ 33 millones de sus Notes 2030 por debajo del valor nominal, generando un ahorro de US$ 2,9 millones anuales en intereses.

La empresa finalizó el trimestre con US$ 197 millones en caja y deuda neta de US$ 373,4 millones, lo que representa un nivel de apalancamiento sólido y bajo de 1,2x.

La estrategia de coberturas permaneció activa, con protección para alrededor del 62% de la producción esperada 2026 gracias a collars 3-way con un piso cercano a US$ 65/bbl y techo promedio de US$ 73/bbl.

Inversiones para sostener producción y expandir la huella regional

GeoPark destinó US$ 17,5 millones en inversiones del trimestre, principalmente para mantener e incrementar producción en el bloque Llanos 34 y continuar con desarrollo e infraestructura en Llanos 104, entre otros proyectos.

Su plan estratégico al 2030 busca elevar la producción consolidada a 42.000–46.000 boepd, con un Adjusted EBITDA entre US$ 520 y 550 millones y un apalancamiento entre 0,8 y 1,0x.

Bayón destacó que GeoPark posee “un portafolio distintivo, con generación estable de caja en Colombia y crecimiento transformacional en Argentina”, lo que permitirá crear valor sostenible para los accionistas.

La compañía anticipó que antes de fin de año publicará su Work Program & Investment Guidelines 2026, donde profundizará su enfoque sobre Vaca Muerta y la maximización de retornos en los activos en operación.

El Directorio ratificó su nuevo programa de dividendos que prevé US$ 6 millones en 12 meses, equivalentes a US$ 0,03 por acción por trimestre a partir del pago del 3T 2025.

Crown Point: cómo evoluciona la estrategia financiera de la petrolera

Crown Point Energía S.A. avanza en una estrategia financiera que busca fortalecer su expansión en el sector de hidrocarburos en Argentina. La compañía aprobó la prórroga por cinco años del plazo de validez de su Programa Global de Emisión de Obligaciones Negociables simples, lo que le permite mantenerse activa en el mercado de capitales con nuevas colocaciones. Además, aumentó el monto máximo del Programa hasta los 300 millones de dólares.

La decisión se enmarca en un contexto en el que las energéticas buscan optimizar su financiamiento para garantizar inversiones sostenidas en exploración, producción y transporte de hidrocarburos, tanto líquidos como gaseosos. Crown Point, con presencia operativa en el país desde hace casi dos décadas, apunta a consolidar sus proyectos mediante instrumentos de deuda que amplían su flexibilidad financiera.

Según informó a la Comisión Nacional de Valores (CNV), el incremento del Programa fue autorizado por una resolución condicionada del Directorio de la Comisión Nacional de Valores, emitida el 3 de noviembre de 2025. La sociedad también ratificó la delegación de facultades para avanzar con la instrumentación de documentos y presentaciones regulatorias necesarias ante los organismos competentes.

Reordenamiento del endeudamiento y emisiones canceladas

Como parte de su estrategia de financiamiento, Crown Point concretó la cancelación de diversas emisiones anteriores de Obligaciones Negociables, tanto con garantías especiales como sin privilegios. Entre ellas se destacan las Clases I, II y III, todas canceladas con vencimientos que operaban en 2024 y 2025. También fueron canceladas emisiones adicionales de la Clase IV.

Crown Point llega a Chubut.

Actualmente, se mantienen vigentes las Obligaciones Negociables Clase V, emitidas por un valor nominal de USD 7.183.058, con una tasa del 8% y vencimiento en febrero de 2026. Asimismo, continúan activas las ON Clase VII, por USD 25.000.000, con una tasa del 13% anual y vencimiento en julio de 2027.

La reestructuración del perfil de deuda permite a la compañía mejorar su posición de cara a nuevas emisiones. La actualización del Programa asegura un marco amplio para futuros financiamientos que podrían destinarse a operaciones y proyectos de desarrollo.

Crown Point busca financiamiento para seguir creciendo

El objeto principal de la compañía abarca la exploración, explotación y desarrollo de hidrocarburos, junto con servicios vinculados al transporte, procesamiento y comercialización de petróleo y gas. Con oficinas en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y un capital social de $359.579.644, Crown Point busca sostener inversiones que permitan maximizar la producción, especialmente en áreas con potencial de crecimiento.

La petrolera destaca que el monto, moneda, garantías y condiciones de amortización e intereses de cada serie serán definidos en los respectivos suplementos de prospecto. Esto le otorga flexibilidad para adaptarse a diferentes momentos del mercado y a las necesidades de capital de la empresa.

El Programa continúa bajo la referencia normativa de la Ley 23.576 de Obligaciones Negociables, permitiendo a los inversores posicionarse en un sector clave para la economía argentina. Con un patrimonio neto superior a los $14.900 millones al 30 de junio de 2025, la compañía mantiene fundamentos sólidos para sostener su plan económico.

Crown Point consolida así una estrategia financiera que combina la reducción de pasivos legacy con el acceso sostenido al mercado de capitales. Las decisiones adoptadas por sus accionistas y por la CNV definen un escenario favorable para continuar potenciando su desarrollo en una industria donde el financiamiento juega un rol central para asegurar competitividad y expansión.

Vaca Muerta ya tiene el pozo horizontal más largo de su historia

El 28 de octubre finalizó la completación del pozo horizontal más largo de Vaca Muerta, que alcanzó una profundidad total de 8.340 metros y en el que se rotaron 84 tapones.

La intervención se realizó con tubería combinada de 2 7/8” x 2 3/8” y un BHA compuesto por válvula flapper, desconector hidráulico y motor de fondo, que operó durante 154 horas continuas. El pozo fue ejecutado por Proshale y AESA para YPF.

Este logro refleja cómo la sinergia entre compañías locales impulsa la ingeniería argentina hacia nuevos estándares técnicos, comparables con los de los principales centros operativos internacionales.

“Las herramientas diseñadas y fabricadas por Proshale en Neuquén son parte de ese compromiso común: aportar tecnología confiable y soluciones que fortalecen la competitividad de la industria energética argentina en el mundo”, subrayron desde Proshale.

“Felicitaciones a los operadores, a los mecánicos de herramientas y al equipo de ingeniería que trabajaron de manera conjunta con la operadora de Snubbing para hacer posible la operación”, agregaron.

Evolución en Vaca Muerta

Hay que recordar que, en enero, Proshale y SLB participaron de la completación de un pozo horizontal de YPF, en el que alcanzaron una profundidad total de 7.436 metros, en una operación que duró 46 horas y rotó 66 tapones.

En la segunda semana de septiembre, Proshale y Superior Energy Services superaban esa marca con la completación de un pozo horizontal en Loma Campana, con una profundidad total de 7.500 metros y 73 tapones rotados.

En septiembre, AESA y Proshale habían logrado una marca de 8.206 metros y 100 tapones en 185 horas de actividad.

Un caso de excelencia

El hito del pozo de 8.206 metros de longitud fue realizado en Loma Campana y superó diferentes obstáculos desde lo tecnológico.

“Con orgullo celebramos que nuestro equipo HCU completó el pozo LLL-1681 de YPF SA, en Loma Campana, Neuquén, uno de los pozos no convencionales más extensos de la cuenca neuquina de 8.206 metros de longitud. Esta operación marcó un nuevo hito técnico para Vaca Muerta ya que el rotado y lavado completo del pozo se realizó en una sola carrera”, informaron desde AESA en su cuenta de LinkedIn.

“Este logro compartido fue posible, entre otras cosas, gracias al impulso y los lineamientos estratégicos de YPF SA que incluyen la utilización de nuestro equipo de HCU (Hydraulic Completion Unit) para intervenir en forma eficiente pozos con ramas horizontales extensas como el caso del pozo LLL-1681 con una rama lateral de 4.947 metros”, agregaron.

Según la empresa de servicios, las claves del éxito de esta nueva marca se basaron en el trabajo en equipo, la planificación y ejecución detallada, y el monitoreo en tiempo real y ajustes operativos constantes.

“Este resultado no sólo representa un avance técnico, sino también una muestra del poder de la innovación y del compromiso con la eficiencia y excelencia operativa que demanda el Plan 4×4 de YPF”, ponderaron desde AESA.

Qué impacto tendría la reforma laboral en Vaca Muerta

La industria petrolera vive un ciclo de expansión marcado por la producción récord en Vaca Muerta, la construcción de infraestructura clave y la necesidad de incorporar mano de obra calificada. El sector se apoya en mejoras de eficiencia y en la ampliación de inversiones para sostener el crecimiento. En medio de esta dinámica, el Gobierno nacional avanza con un proyecto de reforma laboral que promete cambiar reglas históricas del mercado de trabajo argentino.

El paquete propone flexibilizar la organización del empleo, reducir la litigiosidad y ofrecer incentivos fiscales para nuevos puestos. Aunque la normativa no nombra explícitamente al sector hidrocarburífero, su impacto puede ser directo, especialmente en rubros que dependen de contratistas y turnos rotativos para sostener operaciones continuas.

Las empresas de servicios y las compañías operadoras siguen de cerca el debate. La incertidumbre reside en cómo convivirán los cambios con los convenios colectivos petroleros, reconocidos por tener estándares laborales elevados y una fuerte presencia sindical.

Mayor flexibilidad laboral: ¿una ventaja para la productividad?

Uno de los ejes principales del proyecto es la capacidad de los empleadores para introducir cambios en formas y modalidades de trabajo, siempre que no afecten elementos esenciales del contrato. Esa potestad apunta a mejorar la reorganización interna, en línea con sectores donde las condiciones operativas se modifican de manera constante.

En el shale neuquino, donde la planificación diaria depende de la disponibilidad de equipos, el clima y la logística, las compañías suelen ajustar tareas y cronogramas sobre la marcha. La flexibilidad normativa podría agilizar procesos como la rotación de cuadrillas, la variación de funciones o cambios de locación dentro de un mismo bloque productivo.

No obstante, sindicatos petroleros ya expresaron preocupación por una posible transferencia de costos y riesgos hacia los trabajadores. Plantean que sin control adecuado, la flexibilización podría derivar en jornadas más exigentes, menor previsibilidad para el personal y desgaste físico.

El proyecto también habilita la creación de bancos de horas y esquemas compensatorios acordados en la negociación colectiva. En el sector hidrocarburífero, estos mecanismos son frecuentes debido a los extensos turnos de campo, tiempos de traslado y paradas técnicas. La reforma ampliaría las herramientas legales para adaptarlas a nuevos escenarios operativos, aunque siempre sujetas al pacto sindical.

Menor litigiosidad: clave de la reforma laboral

Otro punto central del texto es limitar los intereses en juicios laborales y los honorarios profesionales. Se propone un tope basado en la inflación más un 3% anual, junto con restricciones en las costas del litigio. El objetivo declarado del Gobierno es disminuir la conflictividad judicial y la imprevisibilidad en los costos laborales.

Para un sector como el petrolero, que requiere inversiones millonarias de recuperación lenta, la seguridad jurídica es determinante. La producción no convencional implica realizar pozos más costosos y operar bajo coordenadas complejas. Cualquier reducción en los riesgos asociados a reclamos judiciales es valorada como un elemento favorable para atraer capital.

Sin embargo, el impacto real dependerá de la aplicación judicial y del alcance que tengan los cambios en las resoluciones de conflictos ya iniciados. La transición entre regímenes normativos suele generar interpretaciones diversas en tribunales laborales.

La oportunidad para las proveedoras de Vaca Muerta

El proyecto incorpora beneficios fiscales para empleadores que aumenten su dotación. Micro, pequeñas y medianas empresas, que constituyen la base del entramado de servicios para las operaciones petroleras, pueden acceder a rebajas de hasta el 100% de las contribuciones patronales durante un año por cada nueva contratación. En el caso de grandes compañías, la reducción es del 25%.

En Vaca Muerta, donde los picos de actividad generan una fuerte demanda de personal en perforación, transporte y mantenimiento, los incentivos podrían promover nuevas incorporaciones. Sobre todo en empresas que enfrentan altos costos laborales y que dependen de la continuidad operativa para sostener márgenes positivos.

También se incluye la posibilidad de empalmar planes sociales con empleo registrado por un plazo de hasta 13 meses. Esa medida apunta a formalizar a trabajadores de actividades informales o estacionales, algo relevante en provincias con rotación de mano de obra entre sectores productivos.

Control del ausentismo y beneficios sociales sin impacto salarial

El ausentismo laboral es un asunto relevante para el sector energético debido a que la falta de personal calificado puede detener operaciones enteras. La reforma propone mecanismos de control más estrictos sobre las licencias por enfermedad y auditorías estatales sobre certificados médicos.

La medida podría optimizar la gestión de recursos humanos, pero también incrementar tensiones con los trabajadores, especialmente en áreas remotas como la Cuenca Austral, donde el acceso a servicios de salud no siempre es inmediato.

En paralelo, se amplía el listado de beneficios que no se consideran remunerativos, como vivienda cercana al yacimiento, guarderías, conexión a internet, clubes o gimnasios. En regiones patagónicas, donde el costo de vida es más alto y los equipos necesitan permanecer cerca de los pozos, estas prestaciones pueden mejorar la retención del talento.

Los trabajadores son el nuevo cuello de botella de Vaca Muerta.

La reforma laboral llega en un momento clave para el desarrollo energético. Argentina busca escalar la producción de hidrocarburos, construir más infraestructura de evacuación y aumentar las exportaciones. La competitividad internacional depende no solo de los recursos geológicos, sino también de la estructura de costos y de la previsibilidad del marco normativo.

Las compañías destacan como positivos los incentivos fiscales, la baja de litigiosidad y la posibilidad de adaptar procesos. Pero los sindicatos insisten en que el crecimiento del sector debe conservar derechos laborales conquistados y garantizar condiciones de seguridad, esencial en una industria que maneja riesgos elevados.

El desafío será encontrar un punto de equilibrio. Si la reforma logra acompañar la expansión de Vaca Muerta sin generar conflictividad sostenida, podría convertirse en un factor de impulso. De lo contrario, la falta de consenso podría afectar la continuidad operativa y generar costos mayores a los ahorros buscados.

Onshore y offshore: soluciones en lubricación para los desafíos más difíciles del petróleo y del gas

La industria del petróleo y del gas opera en contextos desafiantes. Tanto en operaciones onshore u offshore, con frecuencia enfrentan condiciones extremas; y los tiempos de inactividad no planificados para mantenimiento y reparación pueden perjudicar la productividad. En este sentido, la lubricación es uno de los puntos claves que puede impactar en la continuidad en los procesos.

Por eso, la marca MobilTM, con más de 150 años de experiencia en el segmento de la energía, diseña soluciones para ayudar a las empresas a mantener su equipo en funcionamiento.

Gracias a las formulaciones que acompañan la evolución de los motores, los lubricantes ofrecen soluciones capaces de maximizar la vida útil de los componentes de la máquina, aumentar la confiabilidad del equipo y mejorar la eficiencia energética.

Existen tantos lubricantes como aplicaciones según tipos de motores, exigencias a las que están expuestos y entornos operativos específicos de esta industria. Pero, más allá de contar con el producto adecuado, lo recomendable es disponer de un equipo 24×7 de técnicos expertos en la industria que puedan gestionar correctamente los desafíos que se van presentando. Además de implementar una estrategia integral que permita alcanzar nuevos niveles de seguridad, cuidado ambiental y productividad en las operaciones.

Aceites de motor a gas natural

Entre los desafíos a los cuales se enfrentan los aceites de motor a gas natural para sus aplicaciones específicas incluyen:

  • Es crucial elegir un proveedor en el que se pueda confiar, cuyos lubricantes certifiquen las normas API adecuadas para los motores.
  • El nivel correcto de cenizas sulfatadas contribuye a garantizar una lubricación adecuada, depósitos controlados y ayuda a mitigar la recesión de las válvulas.
  • La resistencia a la nitración ayuda a limitar el aumento de la viscosidad, la acumulación de ácido, el desgaste corrosivo, el lodo, el taponamiento del filtro y los depósitos del motor.
  • La resistencia a la oxidación ayuda a mejorar la vida útil del aceite y el rendimiento del motor al minimizar los depósitos y el consumo de aceite.
  • Se necesita un balance adecuado del paquete de aditivos presentes en el lubricante destinado a lubricar equipos cada vez más sofisticados, diseñados para mejorar la eficiencia y aumentar el rendimiento.

En general, las empresas de lubricantes trabajan codo a codo con los Fabricantes de Equipos Originales (OEM) para el desarrollo de productos que estén a la vanguardia para cada aplicación.

En el universo de los motores a gas natural, existen motores de dos (aunque se están dejando de usar) y cuatro tiempos, que operan a diferentes velocidades, con lubricantes con distintos niveles de cenizas y requerimientos en términos de rendimiento y del tipo de gas con el que funcionan. Por eso es importante comprender que cada tipo de motor tiene sus particularidades y hay un lubricante específico para cada uno de ellos, El producto adecuado garantiza un rendimiento eficiente del motor y asegura su funcionalidad en condiciones exigentes.

Aceites para compresores

Elegir el aceite correcto para un compresor de tornillo rotativo o alternativo es esencial para la eficiencia y la productividad. En estos casos, el lubricante adecuado debe ofrecer suficiente fluidez para un rendimiento confiable a baja temperatura, resistir la coquización a altas temperaturas de operación y, en muchas aplicaciones, proteger los componentes de la corrosión por sulfuro de hidrógeno.

En el caso de compresores reciprocantes, se deben utilizar lubricantes de alto rendimiento, formulados para proporcionar resistencia a la oxidación, estabilidad a altas temperaturas y control de depósitos a fin de mantener una operación productiva. En tanto, para compresores de tornillo rotativo, los lubricantes deben funcionar a pesar de los diseños compactos, las temperaturas extremas de operación y el alto rendimiento. Y deben soportar elementos corrosivos, nitración, oxidación y el riesgo de dilución por gas comprimido, de manera de ayudar a minimizar el tiempo de inactividad por mantenimiento y aumentar la productividad.

Dentro de las recomendaciones en los procesos de lubricación, es prioritario analizar periódicamente el estado de los lubricantes. Controlar el estado del aceite, así como también del equipo, evitará paradas no programadas, reparaciones costosas o, en el peor de los casos, reemplazo de equipos.

En definitiva, la combinación de lubricantes adecuados con buenas prácticas operativas y de mantenimiento permite alcanzar niveles superiores de eficiencia, con beneficios en tres dimensiones: seguridad, sustentabilidad y productividad. Una mayor vida útil del aceite y del equipo contribuye a reducir las tareas de mantenimiento y los riesgos asociados; al mismo tiempo, prolongar los intervalos de cambio minimiza la generación de residuos y el potencial de derrames, favoreciendo el cuidado del medio ambiente. Por último, al disminuir el tiempo de inactividad no programado, se potencia la disponibilidad y el rendimiento del negocio.

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.

Del baño al pozo: la cultura de excelencia que impulsa a YPF

La estrategia de YPF no se limita a perforar pozos más rápido o vender más combustible. Según su presidente y CEO, Horacio Marín, el cambio profundo que atraviesa la compañía nace de una cultura de excelencia que conecta cada detalle operativo: “Vos no podés ir a la estación y tener los baños sucios y hacer los mejores pozos. No existe eso”.

La frase resume un enfoque que busca contagiar compromiso desde las tareas más básicas hasta los proyectos más complejos. “En YPF está pasando algo que todo el mundo está trabajando con excelencia, y esos son los resultados”, explicó Marín en diálogo con Infobae.

La petrolera viene incorporando herramientas tecnológicas que transforman su operación. Marín reveló que hoy pueden perforar pozos en Vaca Muerta de manera autónoma desde Buenos Aires. “Hemos perforado pozos, treinta cuadras son verticales, treinta cuadras horizontales, en forma autónoma, desde Buenos Aires con la computadora. Desde Puerto Madero”, contó.

Esto forma parte de un proceso de digitalización que permite manejar operaciones en tiempo real y ganar productividad. “Estamos poniendo todo en real time, le digo cosas muy flasheables”, añadió. Para Marín, esa visión técnica y de gestión se complementa con un componente emocional que moviliza a toda la organización.

El orgullo que contagia de YPF

“Para que una empresa sea excelente tiene dos características: una, que se trabaje con gestión y con emoción; y la otra, que todos sean excelentes”, explicó. Este enfoque se refleja tanto en las estaciones de servicio como en los centros operativos de alta tecnología.

Las encuestas internas muestran que YPF es percibida por los argentinos como la compañía número uno en calidad, incluso por encima de competidores internacionales. Para Marín, eso tiene una explicación sencilla: “Es contagio de orgullo. Si yo hablo me emociono porque es mi objetivo de vida”.

Ese sentimiento compartido atraviesa a toda la estructura. “El orgullo celeste y blanco está en el que te vende la empanada, la hamburguesa, y también en el que tenés en la torre haciendo los números gruesos”, remarcó.

Marín también destacó el rol central de YPF en el desarrollo energético argentino: “Vaca Muerta sin YPF no se desarrolla. Se desarrolla con YPF y con toda la industria, pero sin YPF no se desarrolla. Es una condición necesaria, no suficiente, pero necesaria”.

El ejecutivo planteó que la compañía está enfocada en un objetivo común: impulsar un proyecto de país. “Todos tenemos un objetivo de país, no importa cómo pensemos. Como generación, estamos obligados a meter más que un campo en el 2031. Es nuestro granito de arena y todos queremos trabajar en el país”, dijo.

“La adrenalina de Wimbledon”

Marín comparó su experiencia actual con su pasado como deportista profesional. “Yo trabajé 35 años en otra compañía y siempre estuve pensando: ¿por qué ahora siento la adrenalina que sentía cuando era tenista? Cuando jugué Wimbledon Championships, esa adrenalina del deportista no se ve nunca más. Y me di cuenta de que es porque al final del día vos trabajás para el país en YPF”, reflexionó.

“Es una empresa privada que tiene mucho impacto en el país y la gente lo siente así. Yo voy a una estación de servicio y te abrazan, te vienen a dar besos y te dicen: ‘seguí así, no aflojes, porque así salimos’”, agregó.

La combinación de tecnología avanzada, objetivos compartidos y un fuerte sentido de pertenencia está redefiniendo el rumbo de YPF. Desde los baños impecables en las estaciones de servicio hasta las perforaciones autónomas controladas desde Puerto Madero, la petrolera busca consolidar una cultura en la que la excelencia sea transversal.

El nuevo petróleo es la información: la apuesta tecnológica de las operadoras

La inteligencia artificial dejó de ser un concepto futurista para convertirse en una herramienta central en el petróleo argentino. Las principales operadoras del país están transformando sus operaciones mediante centros de control en tiempo real, drones, robótica y realidad aumentada. El objetivo es claro: ganar eficiencia, reducir riesgos y anticipar problemas antes de que ocurran.

Desde Vaca Muerta hasta Cerro Dragón, la innovación tecnológica está cambiando la manera en que se produce petróleo y gas. YPF, Pan American Energy y Tecpetrol encabezan este proceso con modelos distintos, pero con una misma dirección estratégica: usar datos e inteligencia artificial como motor de productividad.

Centros de inteligencia en tiempo real: el caso YPF

En diciembre de 2024, YPF inauguró en Buenos Aires su primer centro de operaciones de inteligencia en tiempo real para perforación y terminación de pozos. La iniciativa fue liderada por Horacio Marín, presidente y CEO de la compañía, como parte de la estrategia para fijar nuevos estándares de eficiencia en Vaca Muerta.

El YPF Real Time Intelligence Center (RTIC) opera las 24 horas los siete días de la semana y permite controlar en simultáneo 20 equipos de torre y 8 sets de fractura. La sala procesa más de 100 variables en tiempo real y analiza más de 80 indicadores clave de desempeño. Esta infraestructura, potenciada por conectividad satelital de alta velocidad, permite que cada pozo sea monitoreado segundo a segundo.

En agosto de 2025, la compañía dio un paso más al inaugurar un RTIC en Neuquén, con capacidad para supervisar más de 2.000 pozos. Allí trabajan 130 personas en células operativas que monitorean perforación, mantenimiento, logística y transporte. El centro también controla la actividad de más de 290 camiones y 350 operarios en campo.

Los drones juegan un rol central. Ocho vuelos diarios permiten inspeccionar instalaciones, detectar anomalías y reportar eventos en tiempo real. “Queremos ser la empresa de no convencional más eficiente del mundo”, señaló Germán Piccin, gerente de Tecnología de YPF, durante la presentación del nuevo espacio.

Operaciones remotas y eficiencia: la estrategia de PAE

Mientras YPF consolida su sistema de inteligencia centralizada, Pan American Energy apuesta a la transformación digital en Cerro Dragón, el mayor yacimiento convencional del país. El Centro de Operación Remota (COR) de la compañía permite supervisar todo el campo desde una única sala, abandonando esquemas de supervisión dispersos y costosos.

Antes, las decisiones operativas se tomaban en forma descentralizada, con recorridos de hasta 20 kilómetros para tareas rutinarias. Hoy, un operador remoto puede abrir o cerrar válvulas desde la sala de control, y la información que antes demoraba dos días llega en tiempo real.

“Este tipo de estrategia nos permite ganar un pozo por día”, explicó Sebastián Federico, gerente del COR. Con la digitalización, PAE redujo a la mitad los recorridos en campo, que llegaban a dos millones de kilómetros mensuales, y apunta a seguir bajando esa cifra. La eficiencia no solo se mide en costos: también se traduce en mayor producción y seguridad.

El despliegue de drones y cámaras inteligentes llevó la supervisión a otro nivel. Actualmente, 10 drones realizan patrullajes diarios, detectan irregularidades y emiten automáticamente órdenes de trabajo. PAE planea aumentar esa flota a 40 unidades. Además, las cámaras térmicas permiten identificar fugas o fallas invisibles al ojo humano, lo que acelera las respuestas y minimiza riesgos.

La conectividad también es parte del ecosistema tecnológico. La instalación de antenas satelitales Starlink en camionetas y el sistema Drixit permiten monitorear en tiempo real la ubicación y condición de los trabajadores. “La idea no es controlar a la gente, sino darle herramientas para que pueda trabajar en el campo”, remarcó Federico.

Realidad aumentada, IA y drones: la visión de Tecpetrol

En el caso de Tecpetrol, la innovación tecnológica se organiza en tres frentes estratégicos: inteligencia artificial, ex reality (realidad extendida) y robótica con drones.

En diálogo con el canal del IAPG durante la AOG 2025, Alan Calvosa, IT Digital Innovation Manager de la compañía, el objetivo es imaginar “al operario del 2030”, equipado con herramientas que mejoren su seguridad y desempeño.

La empresa utiliza realidad virtual para capacitar a operarios en situaciones críticas antes de que pisen el campo. Se simulan cortes de energía, procesos de arranque de planta y procedimientos de contingencia. El hardware es importado, pero el desarrollo de software y la integración tecnológica se realizan con consultores locales.

En paralelo, Tecpetrol busca incorporar drones autónomos en Fortín de Piedra, su yacimiento estrella. La empresa ya opera un dron de este tipo en México y planea replicar esa tecnología en Argentina. Estos dispositivos permiten hacer vuelos programados, obtener imágenes térmicas y medir emisiones de metano sin necesidad de presencia humana en zonas de difícil acceso.

Fortín de Piedra representa el 16% de la producción de gas del país, por lo que cada mejora operativa tiene un impacto significativo. El despliegue de IA y robótica permitirá anticipar fallas, optimizar rutinas y aumentar la disponibilidad de los equipos en uno de los activos más importantes del sector energético nacional.

La expansión de la inteligencia artificial y la digitalización no es un fenómeno aislado. Es una estrategia transversal que cruza a las principales operadoras del país. Cada compañía adapta la tecnología a su perfil operativo, pero todas comparten un mismo lenguaje: datos, conectividad y eficiencia.

Los RTIC de YPF, el COR de PAE y los programas de innovación de Tecpetrol muestran que la industria hidrocarburífera argentina está atravesando un cambio estructural. El petróleo ya no se produce únicamente con equipos y válvulas: también se produce con información procesada en tiempo real.

Los operarios de campo se están transformando en operadores digitales, los recorridos manuales en vuelos de drones y las decisiones diferidas en respuestas instantáneas. La frontera entre el pozo y la pantalla es cada vez más delgada, y el futuro operativo se está definiendo hoy, en cada sala de control.