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Petróleo

Equinor redobla su apuesta por el offshore

El acuerdo entre Vista Energy y Equinor marca el retiro de la compañía noruega de Vaca Muerta. La transacción incluyó la participación no operada del 30% de Equinor en Bandurria Sur y su participación no operada del 50% en Bajo del Toro. Sin embargo, la empresa aseguró que su licencia offshore no está afectada por esta operación.

El monto total de la transacción se valora en aproximadamente 1.100 millones de dóalres. La transacción tiene una fecha efectiva del 1 de julio de 2025; los intereses devengados se incluirán y pagarán al cierre.

“Estamos materializando el valor de dos activos de alta calidad que hemos desarrollado activamente, mientras continuamos optimizando nuestra cartera internacional”, afirmó Philippe Mathieu, vicepresidente ejecutivo de Exploración y Producción Internacional de Equinor.

“Esta transacción fortalece la flexibilidad financiera de Equinor mientras evaluamos oportunidades en nuestros mercados internacionales estratégicos, donde prevemos un crecimiento sustancial hacia 2030. Al mismo tiempo, mantenemos nuestra opcionalidad a través de nuestras posiciones offshore en Argentina”, agregó.

Equinor está presente en el país desde 2017, ingresando a Vaca Muerta mediante un acuerdo de exploración conjunta con YPF en el activo Bajo del Toro y luego ampliando su cartera en 2020 con la adquisición de Bandurria Sur. La participación de Equinor en la producción de esta área promedió 24.400 barriles de petróleo equivalente (boe) por día en el tercer trimestre de 2025. Bajo del Toro, que aún se encuentra en una fase temprana de desarrollo, aportó 2.100 boe netos por día.

Luego de Argerich, el offshore busca una nueva etapa.

El corazón de las operaciones de Equinor

En 2019, Equinor sumó ocho licencias de exploración offshore a su cartera en la Cuenca Argentina Norte y en las cuencas australes de Malvinas y Austral. La evaluación del subsuelo está en curso para determinar el camino comercialmente más atractivo para la cartera offshore. Actualmente no existen compromisos de perforación en las licencias.

“Esta es una decisión impulsada para incrementar el valor de nuestra cartera internacional y para agudizar nuestro enfoque en Argentina”, señaló Chris Golden, vicepresidente senior para Estados Unidos y Argentina en Exploración y Producción Internacional de Equinor.

El antecedente en el Mar Argentino

Argerich significó la gran apuesta de Equinor en Argentina. El pozo en el bloque Cuenca Argentina Norte (CAN)-100 generó grandes expectativas en la industria hidrocarburífera para encontrar un nuevo polo productivo, pero los resultados no fueron los esperados.

Es que en junio de 2024, el pozo no presentó indicios claros de hidrocarburos, pero sirvió para que la operadora recolectara información valiosa para los próximos proyectos.

“El pozo EQN.MC.A.x-1 en el bloque CAN_100 fue completado de forma segura. Si bien se ha podido confirmar el modelo geológico, no se han encontrado indicios claros de hidrocarburos, por lo cual el pozo ha sido clasificado como seco”, destacaron desde la compañía.

Los especialistas estimaban que había un 20% de probabilidades de encontrar petróleo en el proyecto Argerich. El número era bajo, pero elevado en los valores que se manejan dentro de la exploración offshore.

Asimismo, la perforación de este primer pozo en aguas profundas fue un hito en la historia de la exploración costa afuera en la Argentina.

Ahora, Equinor apuntará todos sus cañones a la exploración de sus áreas en el Mar Argentino teniendo en cuenta que el offshore es su core bussiness.

Vista compró activos de Equinor en Vaca Muerta

Vista Energy anunció una operación clave en Vaca Muerta que involucra la compra de activos de Equinor y la cesión parcial de participaciones a YPF. El acuerdo, informado ante la Comisión Nacional de Valores, busca reorganizar el control en áreas estratégicas y fortalecer la presencia de ambas compañías en uno de los principales yacimientos del país.

La transacción contempla la adquisición por parte de Vista del 100% del capital social de Equinor Argentina, que posee el 30% del bloque Bandurria Sur, y del 50% del bloque Bajo del Toro. A partir de esta operación, la operadora que lidera Miguel Galuccio consolida su posición en zonas productivas con alto potencial de desarrollo.

En paralelo, la compañía acordó la venta a YPF del 16,3% de Equinor Argentina, lo que le permitirá a la empresa de mayoría estatal sumar de manera indirecta un 4,9% adicional en Bandurria Sur. También se estableció la cesión del 15% del bloque Bajo del Toro, reforzando el liderazgo de YPF en ambas áreas.

De concretarse todas las condiciones previas, YPF alcanzará una participación del 44,9% en Bandurria Sur y del 65% en Bajo del Toro y Bajo del Toro Norte. Estas cifras consolidan a la empresa como principal operadora en estos bloques, que forman parte del núcleo productivo de Vaca Muerta.

Vista Energy sigue creciendo de la mano de Vaca Muerta.

Una operación millonaria con impacto en la producción

El monto total de las transacciones entre Vista y YPF vinculadas a estos activos asciende a más de 163 millones de dólares, con ajustes al cierre y pagos contingentes. En paralelo, Vista informó que la operación global con Equinor supera los 700 millones de dólares, combinando efectivo y acciones.

Para financiar la compra, Vista recurrió a fondos propios y a un crédito sindicado con bancos internacionales por hasta 600 millones de dólares. El préstamo tiene un plazo de cuatro años y forma parte de la estrategia financiera para sostener su crecimiento en la cuenca neuquina.

Desde la compañía, su CEO Miguel Galuccio destacó que la incorporación de estos activos permitirá reforzar el portafolio y sumar pozos con alto nivel de productividad. Según explicó, Bandurria Sur y Bajo del Toro ofrecen una combinación de producción actual y oportunidades para nuevas perforaciones.

Los datos operativos respaldan esa visión. Durante el tercer trimestre de 2025, Bandurria Sur produjo más de 80.000 barriles equivalentes diarios, mientras que Bajo del Toro superó los 4.000 barriles equivalentes por día. Ambos bloques concentran mayoritariamente producción de shale oil.

Condiciones, plazos y proyección a futuro

La concreción definitiva del acuerdo está sujeta al cumplimiento de varias condiciones. Entre ellas, se destacan la renuncia de los derechos de preferencia por parte de YPF y Shell, y la aprobación de autoridades de competencia en Chile vinculadas a exportaciones de crudo.

Vista informó que ya firmó la renuncia a sus derechos de preferencia en Bandurria Sur y Bajo del Toro, mientras espera que Shell haga lo propio. Una vez cumplidos estos requisitos, el cierre de la operación y las cesiones deberá realizarse de manera simultánea.

La empresa estima que el proceso podría completarse durante el segundo trimestre de 2026. A partir de ese momento, se iniciará una nueva etapa operativa, con foco en mejorar la eficiencia, ampliar la producción y aprovechar sinergias con otras áreas vecinas ya desarrolladas.

En este escenario, Bandurria Sur continuará siendo operada por YPF y contará con la participación de Vista y Shell, mientras que Bajo del Toro quedará bajo control mayoritario de la petrolera estatal. Ambas áreas no registran compromisos de inversión pendientes, lo que brinda mayor flexibilidad para planificar futuras etapas.

GeoPark apuesta fuerte y adquiere los activos de Frontera Energy en Colombia

GeoPark anunció la adquisición del 100% de los activos de exploración y producción de Frontera Energy en Colombia, en una operación valuada en USD 375 millones más un pago contingente de USD 25 millones. La transacción representa un punto de inflexión en la estrategia regional de la compañía.

La operación, comunicada oficialmente desde Bogotá, posiciona a GeoPark como el mayor operador privado de petróleo y gas en Colombia y fortalece su plataforma de crecimiento en América Latina. Además, refuerza su capacidad financiera para sostener e impulsar sus inversiones en Vaca Muerta.

El acuerdo no incluye la compra de la sociedad holding canadiense de Frontera ni sus activos en Guyana o infraestructura, sino exclusivamente su portafolio de exploración y producción en territorio colombiano. De esta manera, GeoPark enfoca su estrategia en activos de alta productividad y sinergia operativa.

La transacción tiene como fecha efectiva el 1 de enero de 2026 y está sujeta a las aprobaciones regulatorias correspondientes. Será financiada mediante caja disponible y líneas de financiamiento comprometidas, sin emisión de nuevas acciones.

Según informó la compañía, esta adquisición permitirá duplicar su producción y reservas, mejorar su generación de flujo de caja y consolidar una plataforma regional más resiliente frente a los ciclos del mercado energético.

Geopark sigue creciendo en Vaca Muerta.

Una plataforma regional más fuerte y con foco en el crecimiento

Con esta operación, GeoPark busca consolidar una estructura regional integrada entre Colombia y Argentina, combinando activos maduros, oportunidades exploratorias y una gestión disciplinada del capital. El objetivo central es crear valor sostenible a largo plazo.

Felipe Bayón, CEO de la compañía, destacó que el acuerdo es el resultado de un proceso de diálogo de más de un año con Frontera Energy. Según explicó, la incorporación de estos activos posiciona a GeoPark como el mayor operador privado del país y fortalece su perfil financiero.

Uno de los ejes estratégicos es el desarrollo integral de campos como Quifa y otros bloques en la cuenca de los Llanos. La empresa apunta a extender la vida productiva de estos activos, moderar su declinación natural y maximizar la recuperación de reservas.

GeoPark cuenta con una amplia experiencia en Colombia, con más de dos décadas de presencia en el país. Este conocimiento operativo, sumado a relaciones consolidadas con comunidades, reguladores y contratistas, es clave para garantizar una integración eficiente.

La compañía anticipa un incremento sostenido en la actividad de perforación, reacondicionamiento de pozos, ampliación de instalaciones y proyectos de gestión hídrica. Estas inversiones impactarán en el empleo local, las regalías y la recaudación fiscal.

En términos productivos, se espera que la producción pro forma supere los 90.000 barriles equivalentes por día hacia 2028. A su vez, el EBITDA proyectado ronda los USD 950 millones, casi el doble de las estimaciones previas como empresa independiente.

La mayor escala permitirá reducir el punto de equilibrio en efectivo en aproximadamente USD 8 por barril, fortaleciendo la resiliencia financiera ante escenarios de precios volátiles.

Felipe Bayón es el nuevo CEO de GeoPark.

Impacto financiero, reservas y sinergias operativas

Uno de los principales beneficios de la operación es el crecimiento transformacional de las reservas. La adquisición incorpora cerca de 99 millones de barriles equivalentes en reservas 1P y 147 millones en reservas 2P certificadas.

Con esta incorporación, GeoPark más que duplica su base consolidada de reservas, mejorando la visibilidad de sus flujos de caja de largo plazo y respaldando una agenda de desarrollo sostenida.

Desde el punto de vista de la valuación, el precio de entrada resulta atractivo. La operación implica múltiplos de aproximadamente USD 6,1 por barril en reservas 1P y USD 4,1 en reservas 2P, además de un EV/EBITDA estimado en 2,0 veces.

Estas métricas se ubican por debajo de los múltiplos de mercado de GeoPark, lo que genera una creación inmediata de valor para los accionistas. Además, no contemplan sinergias futuras ni potenciales descubrimientos.

En materia de balance, la compañía proyecta un apalancamiento neto cercano a 2,0 veces EBITDA en 2026, con una reducción progresiva hasta 1,4 veces en 2028 y por debajo de 1,0 en el largo plazo.

La transacción incluye la asunción de deuda por USD 310 millones y obligaciones vinculadas a una facilidad de prepago. En conjunto, el valor empresarial estimado ronda los USD 600 millones.

En paralelo, se espera que la integración genere sinergias anuales recurrentes de entre USD 30 y 50 millones a partir de 2027. Estos ahorros provendrán de optimización operativa, uso compartido de infraestructura y eficiencias administrativas.

El portafolio adquirido incluye 17 bloques en Colombia, con presencia destacada en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena y en los Llanos. Ambos núcleos ofrecen complementariedad con los activos actuales de GeoPark.

Además, la operación incorpora proyectos ambientales y de gestión del agua, como la planta SAARA y el proyecto ProAgrollanos, que refuerzan el enfoque en sostenibilidad.

GeoPark pone primera en Vaca Muerta.

Vaca Muerta como eje central de la estrategia futura

Más allá del impacto en Colombia, uno de los principales objetivos de la operación es fortalecer la capacidad de inversión de GeoPark en Vaca Muerta. La mayor generación de caja permitirá sostener un crecimiento disciplinado en el shale argentino.

La compañía considera que el desarrollo no convencional en Argentina es una de las principales fuentes de valor futuro. Por ese motivo, busca asegurar financiamiento estable y un balance sólido para acompañar ese proceso.

La mejora en el flujo de fondos operativos permitirá acelerar proyectos, ampliar programas de perforación y profundizar alianzas estratégicas en la cuenca neuquina. Esto posiciona a GeoPark como un actor cada vez más relevante en el mercado argentino.

Asimismo, la diversificación geográfica reduce riesgos y estabiliza ingresos, un factor clave para sostener inversiones de largo plazo en entornos macroeconómicos complejos.

Desde la perspectiva corporativa, la operación consolida un modelo basado en escala, eficiencia y prudencia financiera. GeoPark apuesta a combinar activos maduros con oportunidades emergentes, manteniendo una disciplina estricta en la asignación de capital.

La empresa también destaca la opcionalidad adicional del portafolio adquirido, con potenciales incorporaciones de reservas en campos como Quifa y Cubiro, así como mayor exposición al gas natural.

En este contexto, la adquisición de los activos de Frontera no solo amplía la presencia regional de GeoPark, sino que refuerza su posicionamiento como una compañía preparada para liderar el próximo ciclo de crecimiento energético en América Latina, con Vaca Muerta como uno de sus pilares estratégicos.

Duplicar Norte: Techint construirá el oleoducto clave para destrabar el hub norte de Vaca Muerta

Antes de la polémica por la adjudicación de la provisión de caños para el proyecto de GNL de Southern Energy a la firma india Welspun que dejó afuera al Grupo Techint, la firma dedicada a ingeniería y construcción fue adjudicada en un proyecto clave para evacuar la producción del hub norte de Vaca Muerta.

La compañía fue seleccionada por Oleoductos del Valle (Oldelval) para ejecutar la construcción de un nuevo oleoducto de más de 200 kilómetros que atravesará Neuquén y Río Negro.

Duplicar Norte contempla la instalación de un ducto de 24 pulgadas de diámetro y una extensión total cercana a los 207 kilómetros, con una traza que conectará la estación de bombeo Auca Mahuida con la de Allen. Con esta obra, la capacidad del sistema pasará de 20.400 a 55.400 metros cúbicos diarios, acompañando la expansión productiva del shale oil.

El proyecto no solo responde a una necesidad operativa inmediata, sino que se inscribe dentro de una estrategia de largo plazo para consolidar a Vaca Muerta como un polo exportador. La nueva infraestructura se integrará al sistema Duplicar Plus, inaugurado este año, y también al Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), ampliando las alternativas logísticas para el crudo.

Techint y un proyecto clave para destrabar el transporte

Desde Techint destacaron que Duplicar Norte representa un desafío integral que combina ingeniería, planificación y ejecución en un entorno de alta exigencia. Mariano Rebollo, Oil & Gas Business Project Manager de la compañía, subrayó que el equipo ya se encuentra listo para avanzar con tecnología de vanguardia y un fuerte foco en la seguridad operativa.

La primera etapa del oleoducto está prevista para fines de 2026 y permitirá transportar hasta 220.000 barriles de petróleo por día. En una fase posterior, la capacidad podría ampliarse hasta 300.000 barriles diarios y alcanzar los 500.000 barriles hacia marzo de 2027, liberando capacidad en una de las zonas más dinámicas de la cuenca.

Con una inversión estimada entre 380 y 400 millones de dólares, el proyecto fue firmado bajo un esquema “ship or pay” con operadoras como Chevron, Tecpetrol, Pluspetrol y Gas y Petróleo del Neuquén. Este modelo garantiza demanda, financiamiento privado y previsibilidad, alineándose con los incentivos previstos por el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

Desde Oldelval, su CEO Ricardo Hösel señaló que la obra responde directamente a la “explosión productiva” del shale, en un contexto donde Vaca Muerta ya supera los 600.000 barriles diarios. La saturación del sistema actual, advirtió en distintos foros, obliga a acelerar proyectos de ampliación para evitar descuentos en el precio del crudo.

Oldelval inaugurará el Proyecto Duplicar.

Impacto económico, empleo y exportaciones

Duplicar Norte también tendrá un fuerte impacto en el empleo y las economías regionales. Durante el pico de construcción, se estima que la obra demandará alrededor de 850 trabajadores, entre puestos directos e indirectos, dinamizando la actividad en Neuquén y Río Negro a partir del primer trimestre de 2026.

La interconexión con Duplicar Plus y VMOS permitirá optimizar el flujo de crudo hacia Puerto Rosales y, a la vez, habilitar rutas flexibles para abastecer refinerías locales o canalizar exportaciones a través de Punta Colorada. De este modo, Oldelval podría transportar cerca del 80% del shale oil producido en la cuenca.

En términos macroeconómicos, la ampliación del sistema de transporte es clave para sostener exportaciones de crudo por entre 6.000 y 8.000 millones de dólares anuales. Al reducir restricciones logísticas, el proyecto fortalece la balanza comercial y consolida a Vaca Muerta como uno de los motores energéticos de la Argentina.

Tras la salida de YPF, Patagonia Resources reactiva Los Perales

La salida de YPF de la Cuenca del Golfo San Jorge es una herida que todavía no cicatriza, pero en la región se busca dar vuelta de página. Una muestra de ello es la actividad que lleva a cabo Patagonia Resources en Los Perales.

La compañía activó el pulling CP-207 y marca un avance para sostener el movimiento operativo en la Cuenca. Además, permite el regreso de trabajadores que se encontraban en stand by, con foco en la continuidad laboral.

Hay que destacar que la reactivación del CP-207 no solo representa una mejora operativa, sino que también refuerza el objetivo central de sostener la actividad y cuidar el empleo en Santa Cruz.

En la firma del traspaso de áreas el apoderado de Patagonia Resources, Gustavo Salerno, remarcó que el diálogo “ha sido constante y constructivo” con los sindicatos y ponderó que “nadie puede estar ajeno a un proceso tan importante que involucra a toda la provincia, a los trabajadores y a las empresas”. Agregó que el objetivo compartido es mejorar la operatividad, recuperar la producción y fortalecer el empleo local.

“Creemos que hubo un descuido en los últimos años, pero tenemos una oportunidad. Esa oportunidad sólo se aprovechará si estamos todos del mismo lado: el Estado, las empresas y los trabajadores”, subrayó el empresario, reafirmando el compromiso de las operadoras con la responsabilidad social y ambiental y el cumplimiento de la Ley Provincial que establece la obligatoriedad de empleo del 90% de mano de obra santacruceña.

Sobre el plan de trabajo para revertir el declino productivo, explicó que las empresas avanzarán con tareas de workover, pulling y reingeniería de pozos, priorizando la recuperación temprana de la producción: “Necesitamos conocer con precisión el estado de los activos y de allí proyectar las estrategias. Incorporaremos tecnología e innovación, pero primero debemos saber desde dónde partimos”, expresó.

En relación con las condiciones macroeconómicas, Salerno se refirió a la competitividad del sector y a la necesidad de revisar el esquema de retenciones: “La eliminación de retenciones sería una medida muy positiva para la industria. Nuestro país necesita previsibilidad y condiciones que favorezcan la inversión y el trabajo. Las regalías también deben analizarse con inteligencia, porque de esa manera se beneficiará tanto la provincia como los trabajadores”, afirmó.

“Por primera vez, los recursos naturales de la Patagonia se industrializan en la región”

El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, destacó que la firma del convenio con YPF se inscribe en una estrategia de largo plazo que posiciona a la provincia como una de las principales provincias exportadoras de gas y petróleo del país, y remarcó que el impacto de estos proyectos alcanzará a toda la Patagonia.

“El desarrollo energético no es solo para la costa atlántica. Es trabajo, oportunidades y actividad económica para todos los rionegrinos, vivan donde vivan”, afirmó el mandatario.

Weretilneck explicó que el proceso iniciado hace más de dos años ya se expresa en obras concretas, con inversiones en marcha y plazos definidos. “No estamos hablando de promesas. Antes de fin de año Río Negro y Neuquén van a estar exportando petróleo desde el mar rionegrino, y en los próximos años se sumará la exportación de gas natural licuado”, señaló.

Exportar desde la Patagonia

En ese marco, el mandatario rionegrino recordó el avance del proyecto VMOS (Vaca Muerta Oil Sur), que ya supera el 50% de ejecución y contempla la construcción de una terminal exportadora en Sierra Grande. “Esta obra moviliza mano de obra, empresas y servicios en distintos puntos de la provincia, desde la cordillera hasta la costa”, destacó.

El gobernador también se refirió a los proyectos de GNL (gas natural licuado) en desarrollo, tanto el liderado por Pan American Energy (PAE) como el recientemente firmado con YPF y ENI. “Estos proyectos implican gasoductos, plantas, logística y servicios que atraviesan Río Negro de punta a punta. Eso significa empleo directo e indirecto en cada región”, sostuvo.

Asimismo, Weretilneck subrayó la integración regional con Neuquén. “La producción en Vaca Muerta también genera trabajo para los rionegrinos: hay trabajadores, proveedores y empresas de nuestra provincia que participan de esta cadena de valor. El crecimiento es compartido”, remarcó.

El avance de los proyectos

Weretilneck afirmó que uno de los ejes centrales de la política provincial es agregar valor en origen. “Por primera vez, los recursos naturales de la Patagonia se industrializan en la región. No solo exportamos energía: generamos empleo, conocimiento y nuevas oportunidades productivas para toda la provincia”, indicó.

Además, el mandatario destacó que la llegada de inversiones de esta magnitud responde a un rumbo claro. “Nadie invierte miles de millones de dólares ni se compromete a 30 años si no hay reglas claras. Río Negro ofrece estabilidad política, seguridad jurídica y previsibilidad, y eso se traduce en trabajo y desarrollo para todos los rionegrinos”, aseveró.

Calfrac ratificó su postura de irse de Chubut

El convencional vuelve a sufrir otro duro golpe. Calfrac recibió la notificación de las operadoras que el 31 de enero finalizaría su contrato en Chubut por lo que la empresa de servicios tendría decidido dejar Chubut y centrarse en Vaca Muerta.

No es la primera compañía que deja el convencional para centrar sus operaciones en la roca madre de la Cuenca Neuquina. La primera fue Halliburton en marzo del año pasado, seguida por SLB y el retiro de Weatherford. Sin embargo, a las intenciones de Calfrac, hay que sumarle la decisión de Geopatagonia por abocarse exclusivamente en el shale. Esto abre un escenario de incertidumbre para decenas de trabajadores vinculados a la empresa de servicios especiales.

Este viernes se realizó una audiencia en la sede de Comodoro Rivadavia de la Secretaría de Trabajo y la empresa de mamelucos verdes ratificó su decisión de retirarse de la Cuenca del Golfo San Jorge. Según consta en el comunicado del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut, la empresa aún no definió qué ocurrirá con el personal encuadrado en el Convenio Colectivo de Trabajo 605/10.

En ese contexto, el gremio activó una serie de reclamos formales para evitar que la finalización del contrato derive en despidos sin garantías o en incumplimientos laborales. La situación se da además en un momento de un fuerte ajuste en la región donde la caída de la actividad, la revisión de contratos y los despidos fueron una constante durante 2025.

Reclamos sindicales y exigencias a Calfrac

Tras la audiencia inicial, el sindicato solicitó a Calfrac una serie de medidas concretas. En primer lugar, exigió que se garantice el pago de los salarios correspondientes a enero de 2026 en tiempo y forma, independientemente del fin del vínculo contractual con las operadoras.

Además, el gremio pidió que la empresa presente una nómina completa del personal afectado por la finalización del contrato. El requerimiento incluye tanto a trabajadores directos como indirectos, personal de convenio y jerárquico, con el objetivo de tener un panorama preciso del impacto laboral.

Otro punto central del reclamo es la situación de las deudas laborales acumuladas. El sindicato solicitó un detalle actualizado de vacaciones no gozadas y de francos compensatorios adeudados, además del cumplimiento de las actas vigentes de Paz Social y Reestructuración Productiva firmadas con anterioridad.

Desde la organización sindical sostienen que estos compromisos deben respetarse antes de avanzar con cualquier decisión que afecte la continuidad laboral del personal. La postura apunta a ordenar el proceso y evitar conflictos mayores en un escenario ya complejo.

Por el momento, no hay anuncios oficiales sobre despidos ni reubicaciones, pero la falta de definiciones mantiene en alerta a los trabajadores. La combinación de fin de contrato, exigencias sindicales y audiencias en curso configura un escenario abierto, donde cada movimiento será determinante.

Las medidas de fuerza se suspenden en Vaca Muerta.

 

Sin músculo de servicios

Si bien hay empresas de la Cuenca del Golfo San Jorge que están listas para asumir el rol de los trabajos que dejaron las grandes multinacionales, la falta de compañías de peso preocupa a los actores de la industria.

El panorama es tan complicado que el propio Jorge Ávila, titular del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut, sostuvo que las negociaciones paritarias debían llevarse a cabo en Comodoro Rivadavia debido a que no hay un plan de inversiones previstas para el 2026 y que, prácticamente, no “existen empresas de servicio para sentarse a negociar”.

“Nosotros le pedimos a Marcos Bulgheroni que arme una mesa de negociación en Comodoro Rivadavia porque no hay con quien más negociar. No tenemos empresas de servicio. Se están yendo y no sabemos quién se quedará para trabajar. Nuestra única misión es resguardar al trabajador”, sostuvo Ávila en La Voz del Sindicato.

Comodoro: el deslizamiento del Cerro Hermitte dejó al descubierto un pozo petrolero

El 17 de enero será marcado como el día que le cambió la vida a más de 400 familias de Comodoro Rivadavia. El deslizamiento del Cerro Hermitte generó que se perdieran las viviendas ubicadas en los barrios Sismográfica, El Marquesado y Médanos.

Los informes del SEGEMAR advertían que la zona era inhabitable debido a los movimientos de la ladera del Cerro Hermitte y por la actividad que llevó adelante YPF en los inicios de la industria petrolera. Sin embargo, la construcción de viviendas avanzó en ese sector de Comodoro Rivadavia y hoy sufren las consecuencias del movimiento del suelo.

La problemática sacó a la luz un problema que lleva décadas sin obtener soluciones concretas: la falta de planificación urbana, la ocupación de terrenos geológicamente inestables y el abandono irregular de pozos petroleros.

Los vecinos tuvieron que abandonar sus viviendas y volver por turnos de 15 minutos para tratar de recuperar parte de sus pertenencias debido a la inestabilidad del terreno. En este marco, una persona encontró el pedazo de caño de un viejo pozo petrolero que salió a la superficie. Los habitantes del sector avisaron inmediatamente a las autoridades para que tomarán acciones.

Monitoreo y medidas preventivas

Si bien la zona fue declarada como inhabitable y es complicado acceder a determinados sectores por el movimiento del suelo, las autoridades realizan un monitoreo del terreno afectado con drones. Según pudo saber eolomedia, se trata de establecer un historial de los pozos que fueron cerrados de manera correcta y aquellos que fueron abandonados.

Asimismo, los especialistas señalan que lo que pasó es una pintura de lo que es Comodoro Rivadavia: barrios que crecieron de manera desordenada, instalaciones petroleras abandonadas y viviendas que fueron construidas en cercanías de un AIB.

En la zona, los servicios fueron cortados: Camuzzi es el proveedor de servicio de gas y la Sociedad Cooperativa Popular Limitada (SCPL) de la electricidad y el agua potable.

Un pozo que despertó alertas

El caño del pozo petrolero que ahora está a intemperie expuso otro tema olvidado en la Cuenca del Golfo San Jorge: la falta de gestión en el abandono de pozos y la falta de control por parte de las autoridades para evitar problemas en mediano y largo plazo.

Según fuentes consultadas, hay por lo menos una decena de pozos viejos en la zona afectada y la preocupación está basada en la integridad de esas instalaciones y la posibilidad de emanaciones de gas de los mismo. “El cierre de esos pozos estaba a cargo de YPF”, subrayaron desde la industria poniendo en foco el pasivo ambiental dejado por la empresa de mayoría estatal.

El último registro de pozos que fueron abandonados correctamente fue hace 15 años y se teme que el problema escale a otra dimensión.

Luciano Rojas asume como Director Comercial de Total Austral

Total Austral, filial de TotalEnergies en Argentina, anunció el nombramiento de Luciano Rojas como nuevo Director Comercial de Total Austral en reemplazo de Soledad Lysak, quien asumió otras funciones dentro de la Compañía, en Francia.

Rojas regresa a Argentina tras desempeñarse como Senior Gas & LNG Negotiator de TotalEnergies en Casa Matriz (Francia), posición que asumió en septiembre de 2023. Con más de 23 años en la Compañía, ha ocupado roles estratégicos para las unidades de negocio de Exploración & Producción y Gas, Electricidad & Renovables, entre los que se destacan el liderazgo de la Gerencia Comercial y de la Gerencia de Estrategia de Total Austral.

“Estoy sumamente entusiasmado de regresar a mi país para iniciar una nueva etapa profesional. Asumo con plena convicción el desafío de consolidar nuestro rol como principal operador de gas en el país y pioneros en la integración energética del Cono Sur. Hoy, mi compromiso es continuar fortaleciendo ese liderazgo, maximizando el valor del gas y los líquidos producidos por la Compañía y capitalizando las oportunidades que emergen en el contexto actual, respaldados por equipos de excelencia”, expresó Rojas.

La visión de mercado de TotalEnergies

Por su parte, Sergio Martín Mengoni, Director General de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina, celebró el nombramiento: «Es un orgullo dar la bienvenida a Luciano en esta nueva etapa. Su experiencia será clave para consolidar el liderazgo de TotalEnergies en el país y continuar expandiendo mercados en la región, respaldados por un portafolio diversificado con presencia en las dos cuencas más productivas de Argentina y 5 centrales de energías renovables en distintos puntos del país. Seguiremos trabajando con el firme objetivo de reafirmar nuestro compromiso con el desarrollo de la industria energética nacional, el cual sostenemos desde hace casi 50 años»

Rojas es Licenciado en Comercio Internacional con orientación en Economía, graduado en la Universidad Argentina de la Empresa (UADE), y posee un posgrado en Economía del Petróleo y Gas del Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA). Su formación le ha brindado una sólida base en negocios y mercados energéticos, complementada con experiencia internacional que fortalece su visión estratégica en el sector.

Desde su nuevo rol, Luciano Rojas tendrá el desafío de impulsar la comercialización de gas natural y líquidos tanto en el mercado interno como en el externo, consolidando el liderazgo de TotalEnergies en el Cono Sur y contribuyendo a la ambición de ofrecer más energía, con menos emisiones siempre de manera más sostenible.

En Argentina, a través de su filial Total Austral, la compañía desarrolla actividades de exploración y producción de gas y petróleo en las provincias de Neuquén y Tierra del Fuego desde 1978. Con más de 1.100 colaboradores en el país, opera el 25% de la producción de gas nacional, siendo así la primera operadora de producción privada de Argentina. También está presente en el sector de energías renovables con la operación de centrales eólicas y solares, además de comercialización de gas natural y lubricantes.

Y-FRED: la fórmula argentina para sacar más petróleo de Vaca Muerta

Vaca Muerta requiere enfocarse tecnologías que permitan llevar los niveles de eficiencia al siguiente nivel. Las compañías buscan que la producción de los pozos sea cada vez más redituable y, para eso, es necesario encontrar soluciones propias en el shale neuquino.

YPF es una de las compañías que lidera esa aventura y le encargó a Y-TEC trabajar en un proyecto que permita mejorar los costos. Y-FRED es el nombre del polímero de diseño desarrollado especialmente para las etapas de fractura en Vaca Muerta.

“Es una solución pensada a medida para Vaca Muerta, que combina eficiencia técnica con competitividad económica. Gracias a su diseño molecular, permite operar mejor y a menor costo, con ensayos de laboratorio que ya muestran mejoras muy significativas frente a los productos comerciales disponibles”, sostuvo Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, en una visita que realizó en las instalaciones de Y-TEC.

“Hacer más competitiva a Vaca Muerta también implica desarrollar soluciones propias, alineadas a nuestra operación y al talento de nuestros equipos”, agregó el pope de la empresa de mayoría estatal.

Según informó Y-TEC, el polímero Y-FRED es la combinación de ciencia aplicada, desarrollo local y trabajo integrado con la operación para acelerar resultados y crear valor para el negocio.

Las particularidades del shale

Tal como viene informando +e, la próxima etapa de Vaca Muerta no estará centrada solo en perforar más pozos, sino en recuperar el petróleo que aún permanece atrapado en la roca. La industria busca diferentes técnicas para sumar millones de barriles de petróleo y el uso de polímeros parece ser el camino para seguir.

La recuperación terciaria (EOR, por sus siglas en inglés) consiste en inyectar compuestos químicos que modifican las propiedades del reservorio para facilitar el flujo del crudo hacia los pozos productores. Aunque su aplicación en yacimientos convencionales está ampliamente probada, el verdadero desafío es adaptarla a las condiciones particulares del shale neuquino, caracterizado por baja permeabilidad, alta salinidad y temperaturas elevadas.

YPF revolucionó su modelo de trabajo.

Según explicó Álvaro Campomenosi, tecnólogo senior de I+D de Y-TEC, el potencial de Vaca Muerta contrasta con un factor de recobro muy bajo, que en promedio se ubica entre el 3% y el 7%. Esto implica que entre el 90% y el 98% del petróleo original queda en el subsuelo, aun cuando los pozos dejan de ser económicamente viables. Reducir esa brecha permitiría mejorar la rentabilidad y extender la vida útil de los desarrollos.

Los surfactantes cumplen un rol clave en este proceso. Estas moléculas reducen la tensión interfacial entre agua, petróleo y roca, y modifican la mojabilidad del reservorio. De ese modo, ayudan a liberar el crudo atrapado en los poros, facilitando su migración hacia las fracturas y, finalmente, hacia el pozo. Este fenómeno, conocido como imbibición espontánea, permite movilizar hidrocarburos que antes permanecían inmóviles.

En laboratorio, los resultados muestran que ajustar variables como salinidad, temperatura y concentración es fundamental para maximizar la eficiencia y evitar problemas operativos, como la formación de emulsiones. Sin embargo, el verdadero reto es trasladar estos resultados al campo, donde cada reservorio presenta características propias.

Del laboratorio a Vaca Muerta

Para ello, primero se realiza una caracterización detallada de fluidos y roca, que permite seleccionar la formulación química más adecuada. Luego se ejecutan pruebas piloto para validar el comportamiento en condiciones reales. También es clave asegurar la compatibilidad de los surfactantes con otros aditivos utilizados en la fractura hidráulica y su estabilidad dentro del reservorio.

El monitoreo posterior, mediante trazadores y análisis de salinidad y concentración, permite evaluar el desempeño de la química y su impacto en la producción. Campomenosi advirtió que una selección inadecuada puede no solo ser ineficiente, sino también dañar la formación.