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Petróleo

Crown Point vuelve a perforar en Santa Cruz y busca petróleo en la formación D-129

El flanco norte de Santa Cruz pasó años mirando cómo se apagaban los equipos. La salida de YPF de sus campos maduros, el declino natural de una cuenca centenaria y la atracción que ejerce Vaca Muerta sobre capitales y proveedores dejaron a la región con pocas perforaciones y mucha incertidumbre entre los trabajadores petroleros y las ciudades que viven de esa actividad.

Esta semana, el ruido volvió a escucharse. Crown Point Energía inició una campaña de perforación de tres pozos en Koluel Kayke y Piedra Clavada, en la Cuenca del Golfo San Jorge, con una inversión estimada de USD 7,27 millones. Uno de ellos tendrá un objetivo que puede cambiar el mapa: la formación D-129.

El gobernador Claudio Vidal recorrió el miércoles las áreas junto al ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, el dirigente petrolero José Llugdar, intendentes de la zona norte y directivos de la operadora. “Hay un pozo que puede marcar la diferencia”, dijo sin rodeos sobre el corazón exploratorio del programa.

 

Un pozo a 2500 metros en busca de la D-129

Ese pozo es el KK-2003, en Koluel Kayke. Además de buscar petróleo en niveles conocidos, tendrá un objetivo exploratorio sobre la D-129, a unos 2500 metros de profundidad. La apuesta se apoya en un antecedente concreto: en el pozo vecino KK-1299, una intervención previa registró aporte de petróleo desde esa formación.

La D-129 es considerada la roca madre de los hidrocarburos de la cuenca y, por eso, el principal candidato para un eventual desarrollo no convencional en el sur. “Sabemos que tiene un gran potencial, pero hasta el momento faltaban inversiones de este tipo que nos permitan hacer un análisis más profundo”, explicó Vidal.

Los otros dos pozos van a lo seguro. El KK-2002, en Koluel Kayke, y el PC-2005, en Piedra Clavada, apuntan al desarrollo de reservas de las formaciones Mina del Carmen y Caleta Olivia. Los trabajos servirán, además, para estudiar la continuidad de la primera en el límite entre ambos yacimientos.

100 metros cúbicos más por día

La campaña se ejecuta con el equipo de perforación SAI 383, de San Antonio Internacional, y forma parte de los compromisos de inversión que Crown Point asumió con la provincia en 2024, el año en que compró ambas concesiones a Pan American Energy por US$12 millones.

La operadora tiene áreas en Tierra del Fuego y Mendoza, y el año pasado sumó El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, en Chubut. Con esas compras dejó de ser un actor marginal y pasó a tener un peso propio en el Golfo San Jorge, a ambos lados del límite entre las dos provincias.

El objetivo productivo de esta campaña es claro. “La proyección es que entre los tres sumen 100 metros cúbicos más de petróleo por día”, precisó Álvarez. Son unos 630 barriles diarios adicionales para dos áreas que, al momento de la compra, producían en torno a 3200 barriles.

Para el ministro, la campaña es “la culminación” de un trabajo que muchas veces no se ve: hacer cumplir las inversiones que las empresas tenían previstas en sus contratos. Más producción, dijo, significa más ingresos para la provincia, que después vuelven en salud, educación, infraestructura y seguridad.

El empleo, en el centro de la escena

Según Álvarez, el equipo SAI 383 involucrará de forma directa e indirecta a unos 120 trabajadores. “Todas las comunidades del flanco norte viven y palpitan a través del petróleo”, afirmó. “Que mejore la producción y que se estabilice el empleo, ese es el objetivo que tenemos”, resumió.

Vidal fue más allá. “Esto es lo mejor que le puede pasar a un trabajador petrolero: que Santa Cruz vuelva a perforar”, dijo, y aclaró que no habla solo del personal de base o jerárquico, sino también de quienes trabajan en la obra civil, el transporte y la vigilancia de los yacimientos.

Llugdar, secretario general del Sindicato de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral, lo vivió casi como una revancha. “Hace mucho tiempo que no se perforaba”, recordó. “YPF se fue, o nos poníamos a llorar porque YPF se fue o asumíamos el rol que nos toca”, dijo, y mencionó a los vecinos de Caleta Olivia, Pico Truncado y Las Heras.

El dirigente atribuyó la vuelta de los equipos a una decisión política del gobernador. “Si no hubiera una decisión política del Gobernador junto al equipo del Ministro de Energía, esto hubiera sido imposible”, sostuvo, y destacó que CGC también volvió a perforar en la provincia con un equipo propio.

Regalías y la competencia con Vaca Muerta

Detrás de la reactivación hay un esquema de incentivos. La provincia redujo tres puntos las regalías a las operadoras que asumen compromisos de actividad. El beneficio volverá a discutirse en marzo, atado a sostener y crear empleo y a sumar equipos de perforación, workover, pulling y flowline.

Vidal no ocultó contra qué compite. Gran parte de las inversiones del sector se concentra en Vaca Muerta, y las provincias con petróleo convencional necesitan reglas propias para atraer capitales. “La apuesta fuerte es ir a proyectos como este, a la zona D-129, a la actividad no convencional”, afirmó.

El gobernador contó que hay conversaciones con una empresa estadounidense y otra canadiense, y mencionó un proyecto previsto para marzo en Río Deseado Este, con equipos de workover y perforación. También señaló que YPF discute cuestiones contractuales vinculadas a los servicios para Palermo Aike.

Tecpetrol acelera en el shale oil: apunta a 130.000 barriles diarios en Vaca Muerta hacia 2032

En Vaca Muerta, las petroleras que construyeron su nombre con el gas miran cada vez más hacia el crudo. La ventana de petróleo ofrece hoy una rentabilidad y un flujo de dólares que el gas, atado al consumo interno y a los picos de invierno, no siempre garantiza. Los planes de inversión que se escucharon esta semana en Neuquén muestran hasta dónde llega ese cambio de rumbo.

Tecpetrol, el brazo petrolero del Grupo Techint, puso el suyo sobre la mesa en la AOG Patagonia 2026. Su CEO, Ricardo Markous, detalló una hoja de ruta centrada en el shale oil que apunta a llevar la producción de crudo a un rango de entre 100.000 y 130.000 barriles diarios hacia 2032.

El punto de partida, de todos modos, sigue siendo el gas. “Declina el 50% el primer año, es una fábrica continua”, explicó Markous sobre la lógica del no convencional, donde dejar de perforar significa ver caer la producción en cuestión de meses.

Los Toldos II Este entró al RIGI: la apuesta de Tecpetrol por el shale neuquino

Fortín de Piedra, una fábrica que no puede parar

Para sostener los picos invernales de 24 millones de metros cúbicos diarios en Fortín de Piedra, la empresa desembolsa entre 300 y 350 millones de dólares por año. Ese dinero se va en nuevos pozos que compensan la caída natural de los que ya están en producción y que, sin reemplazo, se agotarían rápido.

Es la cuenta que explica por qué el bloque necesita un equipo de perforación trabajando de manera permanente. Según la propia compañía, de allí sale cerca del 20% del gas que consumen los hogares del país, y en los meses de mayor demanda cualquier demora se nota enseguida en la meseta de producción.

Fortín de Piedra, además, dejó de ser solo gas. Los ingenieros lograron extraer crudo liviano de forma sostenida: el bloque produce hoy 10.000 barriles diarios y la compañía prevé inversiones para llevarlo a 20.000, una muestra de que el viraje hacia el petróleo también alcanza a su yacimiento emblema.

Los Toldos II Este, la apuesta grande

El salto más fuerte está en la ventana de líquidos. Los Toldos II Este, en el hub norte de Vaca Muerta, cerca de Rincón de los Sauces, demanda una inversión inicial de 2400 millones de dólares sobre un total proyectado de 6400 millones. En agosto, el Gobierno aprobó el ingreso del desarrollo completo al RIGI.

La compañía eligió trabajar con módulos grandes y bajos costos operativos. Según Markous, el esquema sigue siendo rentable con un barril a 71 dólares hacia fines de la década. El ejecutivo ya había advertido que una baja del precio del crudo podría tensionar el financiamiento justo cuando el proyecto necesita acelerar.

El desarrollo es intensivo: los equipos atacan cuatro horizontes en simultáneo con pads de ocho pozos. El primer módulo de 35.000 barriles entraría en producción en marzo de 2027 y el segundo, a mediados de ese año, permitiría llegar a los 70.000 barriles diarios inyectados al sistema.

El resto del mapa acompaña. En Puesto Parada, la meta es pasar de los 6.000 barriles actuales a un mínimo de 12.000. En Los Toldos I Norte y Sur, la idea es replicar el modelo de Los Toldos II Este y sumar módulos que permitan superar con holgura la barrera de los 100.000 barriles.

Fortín de Piedra es la nave insignia de Tecpetrol en Vaca Muerta.

El gas que va al norte

Más petróleo también significa más gas asociado. La inyección de la operadora pasará de los actuales 25 millones a un rango de entre 30 y 35 millones de metros cúbicos diarios, un volumen que va a necesitar mercado y caños para salir de la cuenca.

Una parte de ese gas tiene destino claro. Markous remarcó la importancia de la reversión del Gasoducto Norte frente al declino de Bolivia, que pasó de producir 65 millones de metros cúbicos a 25 millones en pocos años. Las provincias del norte, abastecidas durante décadas por gas boliviano, ahora dependen de lo que llegue desde Neuquén.

Por eso Tecpetrol conserva su operación de gas convencional en la cuenca del Noroeste, en las áreas Ramos y Aguaragüe, en Salta. Son yacimientos maduros, pero siguen siendo clave para atender la demanda regional mientras se terminan las obras que traen el fluido desde el sur.

El directivo destacó además el hito de exportar gas de Vaca Muerta al norte de Chile y a Brasil. Para los próximos años, la empresa anticipa un mercado interno firme, empujado por el consumo de las usinas térmicas, las expansiones industriales de gran escala y los proyectos de GNL.

Pluspetrol invertirá US$1950 millones en Vaca Muerta en 2027

Vaca Muerta entró en una etapa en la que ya no alcanza con mostrar buenos pozos. Las operadoras tienen que probar que pueden sostener la escala, conseguir el financiamiento y sacar la producción de la cuenca neuquina. Tras la salida de varias multinacionales, las petroleras de capital nacional ganaron peso, y los planes de inversión para 2027 empiezan a mostrar quién está dispuesto a acelerar.

Pluspetrol puso su número sobre la mesa. En el Panel de CEOs de la AOG Patagonia, el country manager Julián Escuder confirmó que la compañía invertirá 1950 millones de dólares en 2027, la cifra más alta en la historia de la operadora. Lo definió como un “año bisagra” para su desarrollo no convencional.

El dinero irá, sobre todo, a dos bloques: Bajo del Choique y La Calera. El plan combina más actividad de perforación con obras de infraestructura de superficie, porque en la cuenca ya quedó claro que sin plantas ni ductos los barriles nuevos no tienen por dónde salir.

Hoy la empresa produce unos 100.000 barriles equivalentes, pero 17.000 provienen de El Corcobo, un yacimiento convencional que pasará a manos de Pecom. La meta para el año próximo es volver a esa cifra, aunque esta vez con barriles que salgan exclusivamente de Vaca Muerta.

Vaca Muerta arrancó 2026 con un récord histórico de fracturas y máxima actividad

El activo que dejó ExxonMobil

La apuesta tiene un origen concreto: la compra de los activos de ExxonMobil, cerrada a fines de 2024 por más de US$1700 millones. El paquete incluyó Bajo del Choique-La Invernada, otros bloques del norte de la formación y el 21,3% del oleoducto Oldelval. Pluspetrol se impuso a las ofertas de PAE y de la sociedad entre Vista y Tecpetrol.

Frente a sus pares, Escuder no disimuló la satisfacción. “Sabíamos que estábamos comprando el mejor de los mejores activos de Vaca Muerta”, dijo sobre el bloque, ubicado en la ventana de black oil, donde la productividad de la roca terminó de confirmarse con cada pozo que se fue perforando.

Los números lo respaldan. Hay pozos que arrancan con 3000 barriles diarios y en poco tiempo superan el millón y medio de barriles acumulados. Escuder los describió como “realmente excepcionales”. Hoy Bajo del Choique ya aporta 50.000 barriles diarios de crudo y se convirtió en el activo estrella de la compañía.

Para 2027, el cronograma de perforación prevé tres equipos en Bajo del Choique, dedicados al petróleo, y dos en La Calera, donde el foco está en la ventana de gas rico y condensados. Además, la compañía presentó al RIGI el desarrollo de Bajo del Choique-La Invernada, con una inversión estimada en US$12.240 millones a 25 años.

Pluspetrol comienza a ver la vida siguiente de Vaca Muerta.

La Calera y el desafío del gas

En paralelo, Pluspetrol avanza con el midstream de gas en La Calera, un área que combina crudo y gas condensado. La ampliación de la planta de procesamiento busca monetizar ese gas rico, que es justamente lo que distingue a la concesión dentro de la formación.

Con las obras, cuyo contrato EPC ya fue adjudicado, la planta podrá procesar 50.000 barriles de líquidos y 17 millones de metros cúbicos de gas por día. Según Escuder, las nuevas instalaciones estarán disponibles para el sistema en enero de 2028.

El proyecto avanza por etapas y necesita el acuerdo de los socios del bloque. Sin esa ampliación, la producción chocaría contra un cuello de botella y el gas no tendría cómo llegar a los gasoductos troncales. Desde mayo de 2025, con el gas de La Calera, Pluspetrol es además el principal exportador de gas a Uruguay.

Pluspetrol presentó su informe de sustentabilidad.

Cómo se paga el récord

Un plan de esta escala no se sostiene solo con caja. Pluspetrol, una empresa de capitales argentinos que no cotiza en bolsa, salió a los mercados internacionales y locales y consiguió más de 2000 millones de dólares en deuda, apoyada en la calidad crediticia que mantiene a nivel global.

Escuder explicó que la operadora financió casi el 100% de su desarrollo combinando fondos propios y acceso al mercado de capitales. La ecuación de los próximos años, sin embargo, dependerá de una variable que la compañía no controla: el precio internacional del crudo.

Si las cotizaciones acompañan, la empresa espera que la necesidad de fondeo externo baje con fuerza después del pico de inversión de 2027, cuando las plantas estén operativas y la producción en Vaca Muerta siga en alza, según anticipó Escuder ante sus pares del sector.

Milei en la AOG Patagonia 2026: “Miremos a Neuquén y busquemos replicar esto en todo el país”

La AOG Patagonia 2026 es la exposición que el IAPG organiza en Neuquén y que hasta el jueves reúne a operadoras, empresas de servicios y proveedores de toda la industria del petróleo y el gas. Este lunes tuvo una apertura con fuerte tono político. El presidente Javier Milei usó el escenario del Espacio DUAM para presentar a la provincia como prueba de su modelo económico.

Ante empresarios y trabajadores petroleros, cerró su discurso con una consigna sin vueltas: “Miremos a Neuquén y busquemos replicar esto en todo el país”. Antes había desplegado una batería de cifras y una defensa del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), al que presentó como columna de su gestión.

Producción y exportaciones en récord

Según el Presidente, Vaca Muerta duplicó su producción de petróleo con el cambio de reglas. Pasó de unos 310.000 barriles diarios promedio en 2023 a más de 670.000 en agosto de 2026. A nivel nacional, la producción saltó de 635.000 a 932.000 barriles diarios, un récord histórico que supera el máximo de 1998.

En exportaciones de petróleo, Milei señaló que en 2023 el país vendía en promedio unos 128.000 barriles por día. En lo que va de 2026 ese promedio ya se duplicó, y en julio llegó a casi 330.000. “En menos de tres años pasamos de ser un país que apenas se autoabastecía a ser un exportador de petróleo de primer nivel de la región”, afirmó.

Con el gas el cuadro es parecido. Durante el último año, la Argentina exportó en promedio unos 8 millones de metros cúbicos diarios, con picos de más de 10 millones. El Presidente recordó que el gas neuquino cruza Bolivia para llegar a Brasil y que también abastece a Chile y Uruguay.

El acuerdo entre YPF y Pluspetrol fue ratificado por el Gobierno de Neuquén. Vaca Muerta sigue creciendo.

Las reglas, no el subsuelo

Para Milei, el éxito neuquino no se explica solo por los recursos naturales. “La formación estuvo siempre ahí, pero lo que cambiaron fueron las reglas”, dijo. Sostuvo que la Argentina tuvo talento y recursos durante cien años y aun así se empobreció. Para él, la diferencia la hacen las instituciones que defienden “la vida, la libertad y la propiedad”.

Como hito de ese giro mencionó la liberación del precio del petróleo a través del DNU 70/23, en la primera semana de gobierno. Según su lectura, esa medida terminó con el llamado “barril criollo” y explica el boom actual de la cuenca.

También salió al cruce de quienes sostienen que Vaca Muerta “no derrama”. Como ejemplo citó la arena de fractura que llega de Entre Ríos, los tubos de acero fabricados en Campana y los talleres, metalúrgicas y transportistas de todo el país que abastecen al sector. Agregó que las empresas adelantan regalías para construir las rutas de la región.

El elogio a Rolando Figueroa

Milei dedicó un tramo específico al gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, a quien agradeció desde el arranque. Dijo que el mandatario “entendió mejor que nadie que la mejor ayuda que se le puede dar a quien quiere invertir es no ponerle palos en la rueda”. Por eso, recordó, fue uno de los primeros gobernadores en adherir al RIGI.

Según el Presidente, Figueroa “aceptó las reglas básicas del capitalismo, comprendió la oportunidad de la época y acompañó las reformas claves” impulsadas por la Nación. En esa línea, insistió en que bajar la presión tributaria atrae inversiones y termina expandiendo la economía y la recaudación.

Después habló de lo que se ve en la calle. “Hay un boom en la construcción en toda la región: viviendas, parques industriales, hoteles, oficinas, restaurantes que se levantan a una velocidad que Neuquén nunca había visto. Felicitaciones por tu trabajo, Rolo”, dijo. Y afirmó que la ciudad de Neuquén es hoy la que más crece en el país.

Bajada del Palo Oeste es uno de los bloques insignia de Vaca Muerta.

El RIGI y la apuesta por “más Vaca Muerta”

El RIGI ocupó un lugar central del discurso. Milei afirmó que ya hay más de US$210.000 millones en proyectos anunciados, el 45% en petróleo y gas. Lo definió como “la política industrial y de desarrollo más importante de la historia argentina”.

Frente a los economistas que advierten sobre su costo fiscal, respondió con una pregunta: “¿Cómo puede tener costo fiscal una inversión que sin el RIGI jamás se hubiera hecho?”. Y anticipó que, a largo plazo, “la economía argentina va a ser todo un RIGI”.

Hubo lugar para nombres propios. Elogió a Horacio Marín, a quien definió como “uno de los mejores presidentes que haya visto YPF en toda su historia”. Y puso a los trabajadores en el centro: “Nada de todo esto sería posible sin el trabajador que se levanta de madrugada para ir al pozo”.

Hacia adelante, planteó el objetivo de que “en la Argentina haya tantas Vacas Muerta como sea posible”. Los nuevos motores serían el cobre, el litio, el oro, el agro, el uranio, la pesca y los centros de datos. En el tramo final sumó: “Se terminó la era del potencial. Si en 2023 éramos un montón de promesas, hoy somos un montón de realidades”.

Irene Carrizo asumió en Petrominera

Irene Carrizo juró este viernes como nueva presidenta de Petrominera Chubut Sociedad del Estado, en un acto en la sede de la compañía en Comodoro Rivadavia. La designación llegó después de que la Legislatura del Chubut aprobara por amplia mayoría el acuerdo que pidió el Poder Ejecutivo. Es la primera mujer en conducir la empresa desde su creación, en 1989.

La ceremonia la encabezó el gobernador Ignacio “Nacho” Torres. Estuvieron los directores Leonardo Diz, Eduardo Obreque, Marcos Gallardo y Rubén Crespo; el síndico Guillermo Hughes; el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce; los diputados provinciales Paulina Hogalde y Emanuel Fernández, y concejales de la ciudad.

También participaron los dirigentes petroleros Jorge “Loma” Ávila, diputado nacional y secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, y José Lludgar, secretario general del Sindicato de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral.

Torres: “Petrominera es la empresa de todos los chubutenses”

En su discurso, Torres felicitó a Carrizo y destacó su participación en las gestiones para fortalecer la actividad hidrocarburífera de la provincia. Insistió en que los recursos naturales del Chubut tienen que pagarse por lo que valen y que esa riqueza tiene que verse en empleo e infraestructura.

“Tenemos que poner en valor esa riqueza que genera esta provincia y que ese valor se vea reflejado también en el metro cuadrado de la gente. Petrominera es nuestra empresa, es la empresa de todos los chubutenses y tiene que tener un rol protagónico en todo lo que viene”, dijo.

El gobernador recordó el trabajo con los gremios para mejorar las condiciones de venta del crudo chubutense, entre ellas la eliminación del barril criollo. “Pasamos de cuatro perforadores a más del doble gracias a que el petróleo chubutense se pague lo que el petróleo chubutense vale. Y tu rol, Irene, va a ser muy importante”, le dijo a Carrizo.

Inversiones y empleo en la Cuenca del Golfo San Jorge

Torres también habló de los desafíos de la Cuenca del Golfo San Jorge. Según dijo, las medidas para mejorar la competitividad y la coordinación entre el Estado, las empresas y los sindicatos permiten proyectar nuevas inversiones y defender los puestos de trabajo.

“Hay un equipo que tiene lo que hay que tener para sacar esta cuenca adelante”, afirmó. Y agregó que “esta cuenca va a demostrar que, por más madura que sea, las inversiones llegan, el trabajo se sostiene y la producción crece”.

Carrizo: “Mi prioridad es sostener la producción”

Al asumir, Carrizo agradeció el respaldo del Ejecutivo, de la Legislatura y de los trabajadores petroleros. Sobre el hecho de ser la primera mujer en el cargo, dijo: “En una de las industrias donde las decisiones durante décadas las tomaron hombres, este paso no es un logro individual. Las mujeres no ocupamos un espacio testimonial, ya no más”.

La nueva presidenta recordó sus orígenes en Río Turbio y su vínculo con las comunidades que viven de la actividad extractiva. “La Cuenca del Golfo San Jorge atraviesa un momento decisivo y ello nos exige madurez política, unidad e inteligencia estratégica. Mi prioridad es sostener la producción, respaldar a las empresas y servicios locales y defender cada puesto de trabajo”, afirmó.

También destacó el rol social de Petrominera en el interior provincial, con la provisión de combustibles y otros servicios esenciales. “Cuando llega una garrafa, cuando llega combustible al interior, Petrominera no está vendiendo un servicio. Está garantizando que una escuela abrigue, que un hospital funcione y que un pueblo no quede aislado en el invierno”, dijo.

El respaldo de los gremios petroleros

Ávila agradeció a los legisladores que acompañaron la designación y valoró que, por primera vez, una mujer asuma la presidencia de la compañía. Recordó las dificultades que atravesó la industria petrolera en los últimos años y ratificó el compromiso de su gremio con la recuperación de la producción.

Lludgar destacó el esfuerzo para preservar el empleo en un contexto complejo y comprometió el acompañamiento de su organización a la nueva conducción. “Cuando vienen los tiempos difíciles, ahí realmente se marca la diferencia”, dijo.

 

GeoPark ya supera los 5000 barriles diarios en Loma Jarillosa Este

La producción en Vaca Muerta sigue sumando jugadores que dejan atrás la etapa de prueba y entran en una fase de crecimiento concreto. Entre ellos aparece GeoPark, la petrolera independiente con más de dos décadas en América Latina y una sólida base en Colombia, que eligió la formación neuquina como plataforma de expansión y hoy empieza a mostrar números que respaldan esa decisión.

Según el reporte operativo del tercer trimestre de 2026, publicado este jueves en Bogotá, la compañía promedió 2108 barriles equivalentes de petróleo por día brutos en la Argentina entre julio y septiembre. Es un salto del 50,6% frente a los 1400 del segundo trimestre, un ritmo que no muestra ningún otro país de su portafolio.

El impulso vino de Loma Jarillosa Este, donde la empresa conectó cinco pozos nuevos del Pad 1030. Allí completó 180 etapas de fractura hidráulica y puso en producción los cinco pozos, lo que llevó la producción bruta actual del bloque a más de 5000 barriles equivalentes diarios, más del doble del promedio trimestral.

geopark aumentó sus reservas hidrocarburíferas.

Loma Jarillosa Este, el bloque que empuja el crecimiento

La distancia entre el promedio del trimestre y el dato actual tiene una explicación simple: los pozos se fueron sumando durante el período, así que su aporte completo todavía no aparece en el promedio. Si ese caudal se sostiene, el impacto se notará de lleno en los resultados de GeoPark del cuarto trimestre.

En el mismo bloque, la compañía terminó y probó un pozo sumidero para la disposición del agua de producción. Es una obra menos vistosa que una fractura, pero clave en el shale: cada pozo de Vaca Muerta devuelve agua junto con el petróleo, y sin un lugar seguro para reinyectarla el desarrollo se frena.

El otro activo de la empresa en la cuenca, Puesto Silva Oeste, sumó un paso relevante. El 13 de octubre obtuvo la aprobación del estudio de impacto ambiental para su planta central de procesamiento, la instalación que permitirá tratar el crudo del bloque y que destraba buena parte de su desarrollo futuro.

GeoPark pone primera en Vaca Muerta.

La perforación en modo factoría

Lo que más mira el mercado es lo que viene. GeoPark confirmó que en el cuarto trimestre de 2026 iniciará su campaña de perforación en modo factoría en la Argentina, con el arranque del primer pad. El esquema apunta a perforar pozos en serie, con equipos y cuadrillas fijos, para bajar costos y acortar tiempos.

En paralelo, la compañía empezará a despachar petróleo por oleoducto hacia plantas de procesamiento de terceros. La evacuación es uno de los cuellos de botella habituales para los operadores medianos en Vaca Muerta, que dependen de infraestructura ajena mientras construyen la propia o esperan nuevas ampliaciones de transporte.

El reporte llega con la cuenca en niveles récord de producción y a días de la AOG Patagonia 2026, que reunirá a la industria en Neuquén desde el lunes. Para GeoPark, el desafío pasa por convertir el salto de este trimestre en una curva sostenida a partir de la perforación continua.

Colombia, la base de GeoPark

A nivel consolidado, la producción de GeoPark promedió 27.973 barriles equivalentes diarios, un 2,6% más que en el trimestre anterior. Colombia sigue siendo el corazón del negocio: el bloque Llanos 34 aportó 15.393 barriles netos por día, apoyado en proyectos de inyección de agua que ya explican casi el 20% de su producción.

En el bloque CPO-5, el pozo exploratorio Milano 1X encontró 22 pies de espesor neto productivo en la formación Mirador y promedia 1000 barriles diarios en prueba. En Llanos 123, la producción creció 11,6% y el pozo Toritos Norte 2 rinde 1100 barriles diarios con apenas 5% de agua.

La empresa operó con ocho equipos de perforación y reparación durante el trimestre. En Colombia perforó y completó ocho pozos, y para los próximos tres meses prevé entre siete y ocho más, incluidos cuatro pozos de relleno en el campo Tigana y dos pozos exploratorios en otros bloques.

GeoPark avanza con Vaca Muerta.

Venezuela, la próxima frontera

Además de la Argentina, GeoPark avanza con su desembarco en Venezuela a través del bloque Bare. La compañía trabaja con PDVSA para cumplir los requisitos contractuales, regulatorios y técnicos, con la meta de cerrar la operación y empezar a operar antes de fin de 2026, sujeto a las aprobaciones correspondientes.

El plan para Bare apunta a una reactivación gradual de un campo maduro, empezando por la puesta en marcha de pozos. Los equipos técnicos de ambas empresas ya evaluaron el yacimiento y revisaron instalaciones e infraestructura, y GeoPark se adjudicó el contrato de línea de base ambiental del bloque.

La transición en el bloque Bare incluye un programa de integración entre áreas, la contratación anticipada de servicios críticos y el armado de las capacidades organizativas, comerciales y operativas necesarias. La compañía busca garantizar un traspaso seguro y ordenado apenas se complete la transacción.

Soldaduras, buques y monoboyas: el detalle técnico del oleoducto submarino de VMOS

El Gobierno de Río Negro sigue de cerca, en Punta Colorada, los controles sobre el ducto offshore de VMOS. La provincia acompaña esta etapa de la obra verificando su calidad constructiva y ambiental, un paso previo a la futura conexión con el sistema de carga en altamar.

Las inspecciones provinciales forman parte de un seguimiento permanente sobre una infraestructura que va a conectar el oleoducto terrestre con las instalaciones marítimas desde donde se cargará el petróleo en los buques. No es una revisión puntual, sino un control que se sostiene en el tiempo.

En esta instancia puntual, los equipos técnicos se concentran en las soldaduras que van a unir los distintos tramos de cañería submarina. La fiscalización incluye los procedimientos utilizados, la calificación de los soldadores, el registro de cada unión y los ensayos de calidad realizados.

Un mismo sistema

Para entender la escala de esta etapa conviene pensar el VMOS como un solo recorrido, que atraviesa toda la provincia de Río Negro y sigue varios kilómetros mar adentro. Nada de esto funciona como tramos aislados: es un sistema integrado de punta a punta.

En Allen va a estar uno de los puntos centrales de operación. Desde ahí se impulsará el petróleo por el oleoducto hasta la terminal de Punta Colorada, y una vez lista la infraestructura, el crudo va a demorar unas 48 horas en completar ese trayecto.

Desde la costa, el circuito sigue bajo tierra y después bajo el mar. Para cruzar el sector costero se usa la Perforación Horizontal Dirigida, una técnica que permite colocar la tubería debajo de la playa y del fondo marino sin abrir una zanja en la superficie.

Cómo se coloca un oleoducto en el fondo del mar

De esta forma, la cañería aparece bajo el agua a unos 700 a 750 metros de la costa, y ahí empieza el tramo que se extiende hacia las instalaciones de carga ubicadas mar adentro. El trabajo, a partir de ese punto, cambia por completo de lógica.

La tarea se hace desde un buque especializado. Sobre la embarcación se van soldando tramos sucesivos de cañería de 38 pulgadas, que además llevan un revestimiento especial de hormigón para resistir las condiciones del fondo marino.

Mientras el buque avanza, la tubería baja de forma progresiva hasta apoyarse sobre el lecho marino. El sistema genera una curva suave entre la embarcación y el fondo, parecida a una “S”, por lo que este procedimiento se conoce como S-lay.

La conexión final con los buques

Es justamente sobre estas uniones donde se concentra parte del seguimiento técnico provincial, porque cada soldadura forma parte de una infraestructura que después va a pasar por distintas verificaciones antes de entrar en operación.

El ducto offshore va a tener unos siete kilómetros y va a llegar hasta estructuras submarinas conocidas como PLEM, donde se distribuye y controla el flujo antes de seguir hacia las dos monoboyas que integran el sistema de exportación.

Las monoboyas van a funcionar como grandes puntos de conexión flotantes entre el oleoducto y los buques. Aunque se las vea flotando en superficie, van a estar sujetas al fondo con cadenas y anclas, y cuando un petrolero llegue para cargar, se amarra ahí y recibe el crudo a través de mangueras flotantes, con la posibilidad de girar según el viento y las corrientes.

VMOS emitió su primer bono local por U$S 233 millones

VMOS S.A. anunció este viernes el resultado de su primera emisión en el mercado de bonos a 48 meses por un monto de U$S 233,6 millones. La tasa de interés fue del 6,25% anual. Se trata de la segunda emisión más grande de deuda local corporativa en dólares en su debut en el mercado local.

El resultado de la licitación constituye una nueva señal del interés de los inversores por el desarrollo de Vaca Muerta ya que se recibieron ofertas por más del doble del monto que inicialmente se preveía de U$S 100 millones.

VMOS es un proyecto de infraestructura, impulsado por las principales empresas productoras de shale del país, que permitirá ampliar la capacidad de transporte de petróleo desde Vaca Muerta hacia la costa atlántica de Río Negro y fortalecer la capacidad exportadora de la Argentina. La obra ya alcanzó un avance del 80%, consolidándose como uno de los principales proyectos de infraestructura energética del país. Esta transacción complementa el financiamiento internacional cerrado en 2025 por U$S 2.000 millones, que representó el Project finance más grande realizado en Argentina.

El VMOS sigue avanzando

La obra ya se puede tocar. En la barda norte de Allen, donde antes había solo tierra y planos, hoy funciona la estación de bombeo que va a operar las 24 horas cuando arranque el sistema. Es el corazón del tramo que conecta Vaca Muerta con el mar.

Desde ahí, una vez que el crudo entra en régimen, tarda cerca de 48 horas en llegar hasta Punta Colorada. No es un detalle menor: el recorrido completo atraviesa buena parte del territorio rionegrino y marca, en los papeles, el inicio de la provincia como exportadora directa de petróleo.

El cronograma sigue firme. La conexión con la infraestructura de YPF está prevista para el 15 de diciembre, y la operación comercial debería arrancar en febrero. Son los últimos movimientos antes de que el proyecto pase de obra en construcción a sistema en funcionamiento.

Cómo va a crecer la capacidad de bombeo

El arranque va a ser gradual, no de golpe. La capacidad inicial ronda los 180.000 barriles diarios, un volumen que ya de por sí reordena la logística del petróleo no convencional en la región. Nadie espera el máximo desde el primer día.

Ese número va a subir mes a mes hasta llegar a los 550.000 barriles diarios hacia julio o agosto del año que viene. Es el volumen de régimen, el que convierte al VMOS en una pieza central de la exportación argentina de crudo.

En Allen trabajan hoy alrededor de 500 personas, entre técnicos, operarios y personal de control. Sumando todos los frentes del proyecto, la obra mueve a cerca de 1.500 trabajadores, un número que da una idea del tamaño real de lo que se está construyendo.

Carlos Ormachea: “Vaca Muerta es clave, pero no nos va a salvar sola”

Con la presencia de socios, representantes de otras cámaras empresarias, legisladores, funcionarios y expertos del sector de oil y gas, la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) inauguró su nueva sede, un espacio de trabajo pensado para la construcción de consensos sobre las políticas que involucran a la industria.

“Vaca Muerta es un extraordinario proyecto de exportación que da recursos al Estado y dólares a la economía, algo que escaseaba y provocaba crisis recurrentes. Por eso existe la ilusión de que nos vamos a salvar con ella. Pero no es así”, advirtió Carlos Ormachea en el brindis realizado en las oficinas de Suipacha 1175.

“El Papa Francisco dijo que nadie se salva solo. Sobre esta idea nosotros decimos que nadie puede salvar a todos. La salvación colectiva es una construcción compartida. No me imagino a un sector transformando al país solo”, explicó el presidente de la CEPH.

CEPH inauguró su nueva sede y llamó a construir consensos sobre Vaca Muerta

Vaca Muerta como eje de crecimiento

“Hay que blindar la inversión en los proyectos críticos y fundamentales con una política de Estado que exprese un consenso sobre qué hacer en la Argentina”, destacó el anfitrión del encuentro, al que asistieron, entre otros líderes empresarios, el titular de la Unión Industrial Argentina, Martín Rapallini; el de la Cámara Argentina de la Construcción, Gustavo Weiss; y el de la Cámara de Empresarios Mineros, Roberto Cacciola, convocados a coordinar acciones conjuntas.

“Vamos a trabajar con otras instituciones empresarias para derribar las barreras a la inversión que aún puedan frenar el avance del sector. Y eso lo tenemos que hacer entre todos”, propuso el titular de la CEPH.

“Tenemos un proyecto de industria que es también un proyecto de país. Lindo, pero desafiante. Es muy difícil ejecutarlo y hacerlo bien. Puede haber un derrame virtuoso en la medida en que todos podamos construir un proyecto competitivo, porque tenemos que salir a enfrentar a los grandes”, dijo en alusión a los grandes proveedores del mercado internacional.

Ormachea destacó que el dinamismo de la producción de petróleo y gas, a semejanza de la minería, debe impulsar toda la cadena de valor, un factor imprescindible para consolidar un proyecto de país próspero.

La nueva sede de la CEPH, funcional y adecuada para los encuentros de trabajo, es una muestra de la revitalización institucional que logró la entidad empresaria en los últimos años, en sintonía con el vértigo de la actividad productiva de la industria.

La carrera por los 12 pads: Vaca Muerta acelera con 42 rigs

Hay un número que empieza a circular entre los operadores de Vaca Muerta y que hasta hace poco parecía inalcanzable: 12 pads en un mismo mes. Según el último relevamiento de TecnoPatagonia, la roca madre cerró agosto con 42 rigs activos en shale y sumaría tres equipos más en el corto plazo, lo suficiente para acercarse a ese techo inédito.

El envión se explica también por el número total: los rigs operativos en todo el país pasaron de 54 a 55, con 42 puestos exclusivamente al no convencional y 13 trabajando en yacimientos convencionales. Detrás de ese movimiento hay un reordenamiento silencioso entre las empresas que prestan el servicio de perforación en la región.

DLS incorporó el equipo que ya tenía comprometido con YPF y quedó como su principal proveedor de rigs, con siete unidades en la cuenca. H&P, en tanto, ganó terreno en Vista Energy con un contrato que hasta el mes pasado era territorio exclusivo de Naibors, un movimiento que mueve el tablero comercial del sector.

Vista Energy sigue creciendo de la mano de Vaca Muerta.

Con la mirada puesta en 2027

Los 42 equipos que hoy trabajan en shale son apenas un punto de partida. El plan de las operadoras contempla llegar a entre 48 y 50 rigs perforando de forma sostenida hacia 2027, un salto que reordenaría por completo la escala del desarrollo no convencional argentino.

Ese horizonte incluye la perforación de más de 620 pozos nuevos, que se sumarían a los casi 4.000 pozos que la cuenca tendrá en producción hacia fines de 2026. Son cifras que empiezan a parecerse más a las de una cuenca madura que a las de un proyecto todavía en expansión.

Nada de esto sale gratis. Modernizar un equipo de perforación implica una inversión de entre 1,5 y 3 millones de dólares, un desembolso que permite tomar decisiones técnicas en tiempo real desde salas de monitoreo remoto conectadas directamente con el pozo.

Golpe de timón en Vaca Muerta: SLB destronó a Halliburton en el fracking

El pulso de los servicios al pozo

Mientras la perforación suma equipos, los servicios de workover, pulling y sets también tocaron un techo: 176 unidades trabajando en simultáneo, el número más alto de toda la serie que releva la consultora. El workover llegó a 50 equipos y el pulling escaló hasta 74 en todo el país.

El fenómeno no queda encerrado en el shale: las cuencas convencionales del sur también empiezan a moverse, con 51 equipos de pulling reactivando pozos parados en Santa Cruz y Chubut, que concentran casi el 70% de esa actividad a nivel nacional.

En la etapa de terminación, los sets de fractura trabajaron el 58,2% del tiempo disponible, escalando desde el 50% de julio. La técnica Simul Frac, que permite fracturar dos pozos en simultáneo, sigue concentrando el negocio en pocos equipos de alta eficiencia, con Halliburton como jugador dominante.

La Amarga Chica explica el boom de Vista Energy en Vaca Muerta.

De la fractura a las exportaciones

El mes cerró con 2.378 etapas de fractura, con 2.262 correspondientes al shale, una recuperación clara frente a las 2.010 de julio. YPF se quedó con el 44% de esas etapas, seguida de cerca por Vista Energy, Tecpetrol, Shell y Pluspetrol, mientras las etapas caídas retrocedieron a 1.657 desde las 1.779 del mes anterior.

Todo ese movimiento ya impacta en los volúmenes: la producción no convencional ronda 1,3 millones de BOE diarios entre petróleo y gas, un nivel que supera las proyecciones iniciales para esta etapa del año. Con la logística de evacuación más despejada, el objetivo de superar los USD 20.000 millones de exportaciones anuales dejó de ser una meta lejana.

El ritmo diario de etapas confirma la tendencia: pasó de 67 en 2025 a 79 en lo que va de 2026, con agosto en 73 frente a las 65 de julio. La proyección anual también subió, a 33.945 etapas para todo 2026 y 40.959 hacia 2027, sin contemplar eventuales trabas logísticas en el camino.