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Petróleo

Pecom y Capsa se disputan el último bloque de YPF en Chubut

La definición sobre el futuro del último bloque que YPF mantiene en la provincia de Chubut abrió una fuerte pulseada entre dos compañías: Pecom y Capsa. Ambas participan activamente en el proceso competitivo de venta, en un escenario donde los gremios petroleros presionan para que se asegure la continuidad de los puestos de trabajo y el cumplimiento de los retiros voluntarios.

El área, ubicada en el corazón de la Cuenca del Golfo San Jorge, produce actualmente unos 4.000 metros cúbicos de crudo por día y es considerada un activo estratégico para cualquier operadora que busque crecer en la región.

Pecom, el primero en ofertar

Según trascendió en el sector, Pecom fue el primero en presentar una oferta para el mítico bloque convencional en diciembre del año pasado. Sin embargo, el gremio que conduce Jorge Ávila dejó en claro que su apoyo se inclina hacia la propuesta de Capsa.

“El tema no es quién se quede con el bloque, lo importante es que los trabajadores cobren lo que les corresponde”, remarcaron desde el Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut. La definición sindical es clave en este proceso, ya que la transición implicará retiros voluntarios y el traspaso de parte del personal.

Fuentes del sector destacaron que este proceso no replicará el modelo aplicado en traspasos anteriores, cuando la estatal trasladó los costos laborales a la operadora entrante. En esta oportunidad, será YPF la que asuma los pagos de los retiros, despejando un factor de tensión que complicó operaciones previas.

La venta de Manantiales Behr marcaría el retiro de YPF de Chubut.

Capsa apuesta a inversión inmediata

Desde Capsa confirmaron que están decididos a competir por el bloque. Así quedó confirmado en un comunicado de la compañía a la Comisión Nacional de Valores (CNV). De lograrlo, activarían desde el primer día una campaña de perforación y reparación de pozos. “Hoy muchos equipos están parados. Nosotros queremos poner todo eso en marcha desde el día uno”, expresó Adolfo Storni, gerente general de la compañía.

El ejecutivo aseguró que la firma tiene una visión productivista de la economía y destacó su compromiso con la cadena de valor regional: “Nos da vergüenza tener equipos y gente parada cuando hay un reservorio que se puede desarrollar. Siempre encontramos el acompañamiento de proveedores, contratistas, gremios y empleados para que las cosas se puedan hacer y encajen”.

La estrategia de Capsa incluye aprovechar las sinergias con otras operaciones vecinas, lo que permitiría reducir costos y aumentar la eficiencia. “Tenemos vocación de crecer en Chubut todavía”, sostuvo Storni.

El activo, un símbolo de la transición de YPF

La venta de este bloque forma parte de la segunda ronda del Plan Andes, anunciado el 31 de julio, y representa un paso más en la estrategia de YPF de virar hacia los desarrollos no convencionales en Vaca Muerta.

El presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, reconoció que el activo aún guarda un fuerte potencial en recuperación terciaria, pero remarcó que “YPF no puede continuar invirtiendo comparativamente con Vaca Muerta”.

“Es el momento preciso para que ingrese una compañía mediana que pueda desarrollarlo. Nosotros nos quedaremos con una opción, pero no seremos los operadores principales”, explicó Marín, confirmando que la empresa apunta a convertirse en una compañía 100% no convencional a partir de 2026.

China instala en Venezuela la primera plataforma petrolera flotante de Sudamérica

La industria energética latinoamericana acaba de dar un paso histórico. La llegada de la primera instalación flotante para producir petróleo al Lago de Maracaibo marca el inicio de un megaproyecto liderado por China Concord Resources Corp (CCRC), que promete cambiar el panorama productivo de Venezuela y consolidar su relación con el gigante asiático.

El proyecto, valorado en 1.000 millones de dólares, se desarrolla en una de las regiones más emblemáticas del país: el Lago de Maracaibo, en el estado Zulia. Se trata de la segunda zona petrolera más importante de Venezuela y un área con décadas de historia vinculada al crudo.

La plataforma, conocida como Alula, es una instalación marina autoelevable diseñada para operar en aguas someras. Su arribo desde el puerto chino de Zhoushan fue confirmado por datos de monitoreo marítimo y por imágenes difundidas por agencias internacionales.

Un impulso clave para la producción venezolana

El desembarco de esta estructura no solo simboliza una apuesta tecnológica, sino también un rescate de la capacidad productiva en una nación que busca reactivar su industria petrolera tras años de caída en la inversión.

El plan de CCRC apunta a incrementar la producción en los campos Lago Cinco y Lagunillas Lago, que actualmente aportan unos 12.000 barriles por día (bpd). La meta es alcanzar 60.000 bpd a finales de 2026, multiplicando por cinco el volumen actual.

Para lograrlo, la empresa ha desplegado personal especializado proveniente de China, con experiencia en el desarrollo de yacimientos. El objetivo inmediato es reabrir alrededor de 100 pozos que permanecían inactivos debido al deterioro de la infraestructura y la falta de mantenimiento.

Este acuerdo, negociado el año pasado con la estatal PDVSA, establece un contrato de producción compartida por 20 años, garantizando continuidad, estabilidad y una alianza de largo plazo entre ambas naciones.

Tecnología, cooperación y un nuevo horizonte

El arribo de la plataforma Alula representa la primera gran infraestructura petrolera instalada en años en el Lago de Maracaibo. Durante su traslado, cruzó el icónico puente del lago con la asistencia de remolcadores, en un operativo que captó la atención de medios locales y de la comunidad petrolera internacional.

Según fuentes vinculadas al proyecto, la producción resultante combinará crudo liviano y pesado: el primero será destinado a PDVSA y el segundo se exportará hacia China, fortaleciendo los vínculos energéticos entre ambos países.

El impacto no será solo productivo. La iniciativa también generará empleo especializado, promoverá la transferencia tecnológica y mejorará la infraestructura energética venezolana, en momentos en que el país busca estabilizar su producción —que ronda el millón de barriles diarios— y diversificar sus mercados.

El Lago de Maracaibo, considerado una cuna del petróleo latinoamericano, vuelve así a ocupar un rol protagónico en la recuperación energética regional. La combinación de inversión extranjera, tecnología avanzada y cooperación estratégica abre una nueva etapa para Venezuela, que aspira a recuperar su liderazgo dentro de la OPEP y reposicionarse en el mapa energético global.

Zárate: “La Expo Industrial consolidó a Comodoro como polo de conocimiento”

La última edición de la Expo Industrial, Comercial e Innovación Tecnológica de Comodoro Rivadavia volvió a consolidarse como un punto de encuentro clave entre empresas, instituciones y comunidad. Rubén Zárate, presidente y uno de los fundadores del Ente Comodoro Conocimiento, calificó el balance como “excelente” y destacó el entusiasmo de los participantes a lo largo de las jornadas.

“La verdad que es muy bueno, es excelente”, afirmó Zárate en diálogo con eolomedia.  El dirigente remarcó que la Expo reunió temáticas que reflejan el perfil productivo y tecnológico de la ciudad. “Innovación, tecnología, petróleo, inteligencia artificial y salud estuvieron muy presentes. Además, se presentó el distrito de salud, una construcción colectiva de actores públicos, privados y asociativos”, explicó

Negocios, tecnología y futuro productivo

Uno de los ejes centrales de la exposición fueron las rondas de negocios que reunieron a más de 130 empresas y generaron más de 350 reuniones comerciales. “Arrancamos con dos rondas: una de bienes generales y otra vinculada a temas inmobiliarios. Eso muestra el dinamismo del entramado productivo local”, destacó Zárate.

El viernes, en tanto, se desarrolló una jornada dedicada a las cuencas convencionales, donde se abordaron temas vinculados con la geología, la tecnología, los aspectos laborales y los distintos modelos de operadora en la región. “De ese debate surgió la necesidad de crear una plataforma de trabajo para definir estrategias de recuperación productiva. Vamos a continuar y profundizar ese camino”, señaló.

El presidente del Ente Comodoro Conocimiento reveló además que se conformará una mesa de diálogo permanente para avanzar en metas concretas de reactivación. “Queremos trabajar con información precisa para impulsar la recuperación de las cuencas en términos de producción y empleo”, subrayó.

Hacia un clúster de empresas innovadoras

Entre los temas más destacados, Zárate mencionó la propuesta de crear un clúster de empresas en la ciudad, impulsada por un grupo de empresarios jóvenes. “Fue muy refrescante escuchar su mirada innovadora sobre las formas empresariales y asociativas. Plantearon concretamente la posibilidad de conformar un clúster que fortalezca la economía regional a partir de la innovación productiva”, sostuvo.

El dirigente aseguró que desde el Ente Comodoro Conocimiento acompañarán activamente esa iniciativa: “Nosotros tenemos que apoyar desde el Estado ese tipo de ideas. Es una oportunidad para fortalecer el desarrollo local y regional con una visión moderna”.

Además, destacó la apropiación del predio ferial por parte del público. “Toda la familia se adueñó literalmente del lugar. Están los chicos, los jóvenes, los adultos; todos circulando, informándose y generando contactos. Varios empresarios me comentaron que cerraron nuevos negocios o revisaron sus planes de inversión, lo que demuestra el impacto real de la Expo”, comentó.

Una ciudad que apuesta al conocimiento y la innovación

Zárate también valoró el carácter inclusivo del evento. “La gente disfruta, hay música, espacios gastronómicos y un núcleo de ciencia y tecnología que es una envidia para muchas ciudades. Nos lo hacen notar visitantes de distintos puntos del país”, señaló con orgullo.

Para el presidente del Ente Comodoro Conocimiento, la Expo Industrial no solo es una vidriera de lo que produce la ciudad, sino también una plataforma de futuro. “Consolidar la trama productiva requiere mejorar las inversiones y las condiciones de empleo, y este tipo de encuentros son esenciales para lograrlo”, concluyó.

La necesidad de planificar la reconversión laboral para evitar los coletazos de las crisis

El secretario general de la CGT Regional y referente de la UOCRA Comodoro Rivadavia, Raúl Silva, advirtió que el empleo en la industria energética atraviesa un proceso de transformación irreversible y pidió construir una planificación común entre gremios, empresas y el Estado para evitar crisis cíclicas de desocupación.

Durante su intervención, Silva explicó que el sector obrero ya se acostumbró a los vaivenes de la actividad petrolera, pero que el desafío ahora pasa por anticiparse a los cambios tecnológicos y no repetir errores del pasado.

Reconversión laboral y capacitación permanente

“Hace 22 años electrificamos los yacimientos y entendimos que ese trabajo tenía un principio y un final. Hoy pasa lo mismo con los nuevos materiales y procesos”, recordó Silva, al comparar la situación actual con los momentos de mayor expansión de la obra pública en los campos petroleros.

Indicó que el cambio de cañerías metálicas por plásticas redujo la demanda de soldadores y forzó a muchos trabajadores a reconvertirse en nuevos oficios. “Vemos que la mano de obra bajó y tenemos que capacitar a la gente para que no quede sin trabajo”, sostuvo.

También remarcó que las plantas de polímeros y las nuevas tecnologías reducen los tiempos de obra y, por eso, “hay que pensar qué tipo de trabajos se vienen y preparar a la gente con tiempo”.

“Hay que evitar que el enojo se convierta en resistencia”

Silva reconoció que los cambios generan malestar, pero pidió transformarlo en acción. “Comparto que hay enojo, pero no sirve resistir. Tenemos que impulsar la producción y entender cómo mantener las fuentes laborales”, señaló.

El dirigente explicó que los procesos tecnológicos acelerados durante la pandemia demostraron que se puede producir con menos personal, y que eso obliga a repensar la relación entre productividad y empleo.

“Las operadoras deben sentarse con los empresarios y los gremios para definir cómo se va a sostener el trabajo. Si no hay planificación, los coletazos se sienten en toda la cadena”, advirtió.

Planificar para sostener la producción

Silva sostuvo que la única salida es una mesa de trabajo permanente entre los distintos actores de la Cuenca. “El gremio no participa en las licitaciones, pero sí pedimos que nos escuchen, porque conocemos de cerca lo que pasa en los yacimientos”, expresó.

En ese sentido, defendió la necesidad de mantener el capital humano local y evitar el ingreso de mano de obra externa, planteando que las herramientas y materiales también deben ser de calidad para no perder horas de trabajo por fallas o improvisaciones.

“No hay que escatimar en las herramientas. Si compramos materiales que se puedan usar más tiempo, el rendimiento y el empleo se sostienen”, ejemplificó.

El dirigente cerró su exposición destacando que la planificación y la capacitación son las únicas estrategias que pueden mitigar los impactos de cada crisis del sector, y pidió avanzar en políticas que consoliden un sistema laboral adaptable, estable y con visión de futuro.

Impulsan un clúster productivo en Chubut para sostener la actividad y la empleabilidad

En un contexto de cambios estructurales en la industria energética, referentes del sector privado coincidieron en que la única manera de sostener el empleo y mejorar la competitividad en la Cuenca del Golfo San Jorge es a través de la creación de un clúster empresarial que integre a todos los actores.

El presidente de INCRO SA, Sante Crozzoli, el socio gerente de Justo Otero e Hijos SRL, Carlos Otero, y el gerente de Manpetrol, Marcelo San Sebastián, participaron de un debate moderado por Rubén Zárate, presidente de la Agencia Comodoro Conocimiento, donde coincidieron en que el futuro del sector dependerá de la cooperación y no de la competencia interna.

La sinergia entre empresas como motor del desarrollo

Crozzoli sostuvo que el principal desafío actual pasa por “hacer sustentables las empresas a partir de la relación entre costos y precios” y destacó que ese equilibrio solo es posible si se trabaja en red. “El petróleo y el gas son commodities y no queda otra que ser líderes en costos”, explicó en el marco de la Expo Industrial de Comodoro Rivadavia.

Agregó que la rentabilidad y la eficiencia deben ser acompañadas por un cambio cultural dentro del sector: “Lo que marca la diferencia son las personas. La tecnología está al alcance de todos, pero el factor humano define quién sobrevive y quién no”.

Para Otero, la coordinación es clave para sostener la rentabilidad de las pymes del sector. “El Estado, las empresas y los sindicatos tienen que participar de una planificación conjunta. Las empresas de servicio necesitamos previsibilidad y un mercado que sea rentable para poder invertir y sostener empleo”, señaló.

Un cambio estructural que exige planificación

El gerente de Manpetrol, Marcelo San Sebastián, coincidió en que la industria atraviesa una etapa de transformación y subrayó la importancia de la anticipación. “Tenemos que tener objetivos claros y trabajar en forma permanente con los gremios y el Estado. La preparación no debe ser solo de las compañías, sino también de la política pública”, expresó.

Zárate, en su rol de moderador, apuntó que la idea de un clúster no se limita a la cooperación técnica, sino que busca generar un ecosistema empresarial que evite la pérdida de capacidades locales.

Los participantes coincidieron en que la diversificación productiva es esencial para evitar la dependencia exclusiva del petróleo. El desafío, dijeron, es “construir un entramado social menos doloroso frente a los cambios geológicos y macroeconómicos que enfrenta la Cuenca”.

 “Todos tienen que aportar, uno solo no se salva”

Otero remarcó que el éxito del sector depende de encontrar “objetivos comunes entre empresas, sindicatos y el Estado”. Reconoció que no es una tarea sencilla, pero insistió en que “todos pueden colaborar: hay ocasiones en las que se puede reubicar trabajadores, y otras en las que no”.

Crozzoli resumió el espíritu de la mesa en una frase: “Si nos resistimos al cambio, vamos a sufrir más. Lo importante es aprender a dialogar y a adaptarse”.

Los empresarios coincidieron en que la formación, la cooperación y la visión de largo plazo serán las claves para sostener la actividad y preservar los empleos en un contexto de fuerte transformación del mercado energético.

Chubut vuelve a la carga con el reclamo de la eliminación de las retenciones a las exportaciones

El reclamo por la eliminación de las retenciones a las exportaciones de hidrocarburos volvió a concentrar a gremios, autoridades del Gobierno de Chubut y municipales en Comodoro Rivadavia. Durante un encuentro de alto nivel, se planteó la necesidad de avanzar en medidas concretas para sostener la actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge, considerada estratégica para el empleo y las inversiones.

La reunión contó con la presencia de los principales referentes sindicales de los sectores petroleros, camioneros y de la construcción. También participaron funcionarios provinciales y municipales, quienes remarcaron que el sostenimiento de la cuenca requiere un alivio impositivo que incentive a las operadoras a incrementar su producción y plan de inversiones en la región.

El reclamo de Chubut

Los gremios remarcaron que tanto la Provincia como los trabajadores ya cumplieron con compromisos previos en materia de regalías y productividad. Ahora, sostienen, es necesario que el Gobierno Nacional elimine los derechos de exportación, una medida que podría generar nuevas inversiones y garantizar el futuro de los yacimientos convencionales en Chubut.

Entre los participantes estuvieron Jorge Ávila, del Sindicato del Petróleo y Gas Privado; Jorge Taboada, de Camioneros; José Llugdar, de Petroleros Jerárquicos; y Raúl Silva, de la UOCRA. Todos coincidieron en que la continuidad de la actividad depende de reglas claras que aseguren previsibilidad, así como de un esquema impositivo más competitivo para la región.

Compromiso de las operadoras e impacto en la inversión

Desde el sector provincial se transmitió que existe un compromiso escrito de las empresas para reinvertir cada dólar adicional derivado de la baja de retenciones en nuevos proyectos. Según se indicó, esta condición garantizaría que los beneficios fiscales se traduzcan en mayor actividad económica, puestos de trabajo e incremento de la perforación en áreas convencionales.

Además de repasar los planes de inversión comprometidos para este año, se presentó un avance preliminar de los proyectos proyectados hasta 2026. En esa línea, se destacó que los trabajos de perforación y exploración, como los encarados por Pan American Energy, son clave para revitalizar la cuenca y generar un efecto multiplicador sobre la economía regional.

En el caso de los yacimientos Manantiales Behr y El Tordillo, se informó que las cesiones de áreas deberán estar acompañadas de planes de inversión superadores. El objetivo es que los acuerdos impliquen beneficios concretos para los trabajadores y para la economía de Chubut, garantizando que los compromisos empresariales se transformen en empleo y desarrollo local.

En paralelo, se anticiparon encuentros con directivos de YPF, encabezados por su presidente Horacio Marín, para discutir proyecciones ambientales, laborales y de inversión vinculadas a Manantiales Behr. Según lo adelantado, el Gobierno Provincial exigirá que las empresas interesadas presenten planes que prioricen la generación de empleo y el desarrollo sustentable en la cuenca.

Los funcionarios señalaron que algunas inversiones generan un impacto laboral limitado, mientras que otras multiplican la cantidad de puestos con el mismo presupuesto. Por esa razón, se busca analizar detalladamente los compromisos presentados por las operadoras, en conjunto con los gremios, para priorizar aquellos que ofrezcan mayor beneficio económico y social.

Avances en la Ley de Compre Local

Otro de los ejes del encuentro fue la implementación de la iniciativa Compre Local. Gremios, gobierno y empresas coincidieron en la necesidad de establecer un marco normativo que priorice a proveedores y trabajadores de la región. La propuesta apunta a mitigar los efectos de la situación compleja que atraviesa la industria convencional y a fortalecer el entramado productivo local.

Se anticipó que el proyecto de Ley será elevado a la Legislatura una vez alcanzado el consenso necesario entre todos los sectores. La intención es evitar fallas jurídicas que comprometan su aplicación, tomando como referencia experiencias exitosas en provincias vecinas y descartando modelos que fueron declarados inconstitucionales.

Desde el ámbito gremial se resaltó que el objetivo principal es asegurar que la mayor cantidad de trabajo quede en manos de la gente de la provincia. En ese sentido, se elaboraron borradores iniciales que serán discutidos con las cámaras empresarias y organizaciones de trabajadores, buscando un acuerdo amplio que garantice su efectividad a largo plazo.

YPF logró un nuevo récord con un pozo de más de 8.200 metros en Vaca Muerta

El desarrollo de Vaca Muerta sigue marcando hitos que reafirman su rol central en el mapa energético argentino. Cada récord refleja no solo un avance técnico, sino también el empuje de la industria para superar los límites en materia de exploración y producción.

En esta oportunidad, YPF completó uno de los pozos más largos de la historia del shale en Argentina. El pozo LLL-1681, ubicado en Loma Campana, alcanzó una longitud de 8.206 metros, posicionándose como una marca técnica inédita para la cuenca neuquina.

El anuncio fue realizado por AESA a través de sus canales institucionales. La empresa de servicios explicó que el logro consistió en completar el rotado y lavado del pozo en una sola carrera, lo que implicó un salto de eficiencia en el proceso.

El trabajo estuvo a cargo del equipo HCU (Hydraulic Completion Unit), diseñado especialmente para intervenir pozos con ramas horizontales de gran extensión. En este caso, la rama lateral alcanzó los 4.947 metros, un desafío técnico superado con éxito en coordinación con YPF.

AESA destacó que el resultado fue posible gracias al alineamiento estratégico con la petrolera estatal, que impulsa la utilización de tecnologías avanzadas en el marco de su Plan 4×4. La operación fue el resultado de una planificación detallada y un monitoreo constante en tiempo real.

YPF, innovación y eficiencia operativa

La empresa de servicios subrayó que el éxito se basó en tres pilares: el trabajo en equipo, la ejecución ajustada a cada detalle y la capacidad de realizar ajustes operativos sobre la marcha.

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

De esta manera, YPF consolida su liderazgo en Vaca Muerta con la incorporación de técnicas que permiten optimizar tiempos y reducir riesgos en la operación de pozos de gran extensión.

Dos hitos en menos de una semana

El récord alcanzado con el pozo LLL-1681 se suma a otro logro reciente en la formación. Apenas seis días antes, YPF informó un nuevo récord de velocidad de fractura en Vaca Muerta, al completar 20 etapas por día con 21 horas de bombeo bajo la modalidad de fracturas simultáneas.

La noticia fue anunciada por el CEO y presidente de la compañía, Horacio Marín, a través de sus redes sociales. El directivo destacó que se trató de un resultado que “redefine los estándares operativos” y refuerza la capacidad de la empresa para enfrentar los próximos desafíos.

El hito se logró en el PAD LC335, donde se aplicó la modalidad de fracturas simultáneas para optimizar tiempos y recursos. Esta técnica, según explicó la compañía, permite mejorar la eficiencia en cada operación y marcar una diferencia competitiva dentro de la industria.

Tecnología y control remoto

Otro de los aspectos destacados de la marca alcanzada fue la operación remota. El procedimiento fue controlado en su totalidad desde la sala RTIC (Real Time Intelligence Center), que permite monitorear en tiempo real los parámetros de fractura y reducir los tiempos entre etapas.

YPF informó además que la operación se llevó a cabo de manera segura, sin registrar incidentes, lo que refuerza los estándares de seguridad que la compañía busca consolidar en cada nueva experiencia.

Marín resaltó la colaboración de los equipos que hicieron posible el logro. “Un gran trabajo del equipo YPF SA y SLB que representa un paso más hacia el futuro de la industria”, afirmó el directivo.

Con estos avances, Vaca Muerta ratifica su capacidad de seguir generando hitos en materia de desarrollo tecnológico, eficiencia operativa y producción energética. Los resultados de YPF muestran que la innovación y la excelencia técnica ya son parte de la nueva etapa de la cuenca neuquina.

Vaca Muerta acelera con fracking digital e inteligencia artificial

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

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

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

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

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

Empresas que apuestan a la digitalización

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

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

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

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

Vaca Muerta y la eficiencia

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

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

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

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

Un fracking potenciado por datos y equipos

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

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

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

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

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

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

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

Frenaron el plan de Petrobras en el Amazonas

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

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

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

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

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

Petrobras mira hacia Vaca Muerta.

El plan de Petrobras

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

EEUU sigue creciendo

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

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

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

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