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YPF superó otra marca de velocidad en la perforación de Vaca Muerta

El equipo de Upstream de YPF alcanzó un nuevo hito al perforar el pozo más rápido de toda la actividad No Convencional. En Aguada del Chañar, lograron perforar 5520 metros en solo 10 días, con una rama lateral útil de 2573 metros.

Este logro es fruto del trabajo en equipo y del uso de tecnología de última generación en el Real Time Intelligence Center, optimizando cada fase del proceso. La eficiencia alcanzada permite mejorar los tiempos y costos operativos, consolidando a YPF como líder en la industria.

Los antecedentes de YPF

En el Bloque La Angostura Sur, YPF estableció otra marca histórica al perforar 1747 metros en solo 24 horas. Esta hazaña supera el récord anterior de junio de 2024, cuando se lograron 1543 metros de rama lateral en un solo día dentro del mismo bloque.

Horacio Marín, presidente de la compañía, destacó en su cuenta de LinkedIn que este resultado es reflejo del compromiso, innovación y excelencia del equipo. Subrayó que la implementación de tecnología avanzada en el Real Time Intelligence Center fue clave en este avance.

“No habría sido posible sin la implementación de la tecnología más avanzada en el Real Time Intelligence Center, que optimiza cada uno de nuestros procesos en tiempo real”, sostuvo Marín.

 

 

Ampliando fronteras en Vaca Muerta

La Angostura Sur es un área clave para la expansión del desarrollo de YPF en Vaca Muerta. Este bloque se encuentra al sur de Loma Campana, la zona de mayor actividad de la compañía.

En noviembre de 2023, YPF también batió un récord con un pozo de 5.640 metros de profundidad en menos de 12 días. Este hito representó una velocidad de perforación de 473 metros por día, reafirmando la mejora continua en eficiencia y reducción de costos operativos.

El pozo, denominado AdCh-1230(h), está ubicado en el yacimiento Aguada del Chañar, uno de los principales campos productores de petróleo de la Cuenca Neuquina. De los 5.640 metros perforados, 2.518 metros corresponden a la rama horizontal.

“YPF es la empresa que más pozos perfora en Latinoamérica”

El presidente de YPF, Horacio Marín, destacó la necesidad de trabajar como industria para bajar los costos de las empresas de servicios en Vaca Muerta.

“No puede ser que con las condiciones económicas actuales las operadoras sigamos pagando costos unitarios más caros que en el Permian. Nosotros tenemos que competir con Estados Unidos y vamos a trabajar para bajar esos costos”, afirmó el funcionario  durante su participación en el Vaca Muerta Insights en Neuquén.

El presidente de YPF detalló que la compañía trabaja con el objetivo de alcanzar una producción de 200 mil barriles de crudo aproximadamente para fin de año.

En este escenario, el proyecto Vaca Muerta Sur se convierte en estratégico para toda la industria ya que pone fin definitivamente al cuello de botella actual en el transporte de petróleo.

Los proyectos de YPF

“La cuenca podría estar produciendo y exportando 1.5 millones de barriles en los próximos años”, afirmó Marín. También se refirió a las oportunidades que se le abren al país por el proyecto Argentina LNG.

“Estamos muy avanzados para lograr las tres fases del proyecto. La primera con PAE, Pampa, Harbor y Golar; la segunda con Shell y tres supermajors como compradores; y una tercera, que podría avanzar rápidamente. Esperamos tener firmados los acuerdos finales de inversión durante el año que viene”, confirmó Marín.

Para lograr este nivel de actividad, es clave la capacitación: “toda la industria tiene que apoyar la creación del Instituto Vaca Muerta, no podemos ser competitivos si no capacitamos y cuidamos a los trabajadores”, señaló el CEO de YPF.

Por último, destacó el rol del gobierno nacional para generar las condiciones de desarrollo de la industria y la apertura de los mercados.

“Cuando fui a Asia y a otros mercados del mundo, me resultaba fácil abrir mercados para el gas argentino porque el presidente Milei es un líder mundial” concluyó Marin.

El plan de Pampa Energía para Rincón de Aranda

Pampa Energía tiene un plan para el shale oil y su nombre es Rincón de Aranda. La compañía tiene decidido pisar el acelerador y trasladar todo lo aprendido en El Mangrullo y Sierra Chata a la ventana petrolera de Vaca Muerta.

Con una inversión significativa y un plan de crecimiento sostenido, Pampa busca diversificar su producción y alcanzar los 20.000 barriles diarios para fines de 2025.

Aunque en 2024 su producción fue exclusivamente de gas, la empresa está enfocada en expandirse hacia el shale oil con Rincón de Aranda. Una muestra de ello fue el cuarto trimestre de 2024 donde se marcaron hitos importantes en el desarrollo del yacimiento: la producción inicial alcanzó los 1.000 barriles diarios, en línea con las proyecciones de declive esperadas.

Para mayo de 2025, Pampa prevé conectar dos plataformas y aumentar la producción a 8.000 barriles diarios.

Asimismo, para alcanzar su meta de 20.000 barriles diarios en diciembre de 2025, la compañía completará cinco plataformas adicionales.

En paralelo, se está avanzando con la construcción de oleoductos, la planta de procesamiento y otras instalaciones clave para garantizar la operatividad del proyecto. “Veremos un cambio significativo en nuestra cartera de reservas en Rincón de Aranda hacia fines de 2025”, afirmó Horacio Turri, director ejecutivo de Exploración y Producción de Pampa Energía, en diálogo con inversores.

La inversión de Pampa

El EBITDA ajustado de Pampa Energía alcanzó los $182 millones en el último trimestre de 2024, un incremento del 60% interanual. Este crecimiento estuvo impulsado principalmente por el aumento de la producción de gas para la generación térmica de energía.

En cuanto a costos, el desarrollo de Rincón de Aranda y la menor producción estacional influyeron en un aumento del 29% interanual en el costo total de extracción. El costo por barril de petróleo equivalente (boe) subió a $8,7, mientras que los costos de extracción de gas aumentaron un 10%, alcanzando $1,2 por millón de BTU.

El 2024 también fue un año de crecimiento en reservas para Pampa Energía. Las reservas probadas aumentaron un 16%, alcanzando los 231 millones de barriles de petróleo equivalente. En particular, las reservas de shale oil crecieron un 60%, representando el 9% del total de reservas de esquisto de la compañía, mientras que el 91% restante corresponde a gas de esquisto.

La tasa de reemplazo de reservas (RRR) fue de 2,2 veces, lo que mantiene una vida media de 8,6 años. Desde 2019, Pampa ha incrementado sus reservas probadas en un 71%, impulsando su posición en el sector energético nacional e internacional.

En referencia al impacto de Rincón de Aranda en las reservas de la compañía, Turri ponderó que finales de 2025 se espera haber perforado y completado 28 pozos, “lo que obviamente aumentará significativamente nuestras reservas totales, en particular las reservas de petróleo de esquisto en la cartera de Pampa”.

Perspectivas para 2025

Según lo informado a los inversores, el plan de inversión de Pampa para 2025 se mantendrá estable, a pesar de las variaciones en los precios del petróleo. La compañía aseguró una cobertura del 65% de su producción proyectada, lo que le permite operar con previsibilidad y minimizar el impacto de la volatilidad del mercado.

Asimismo, los pozos conectados en Rincón de Aranda aumentarán significativamente las reservas de shale oil dentro de su cartera, consolidando su expansión en Vaca Muerta y reforzando su liderazgo en el sector energético argentino.

Vaca Muerta comenzó el año conectando 33 pozos

Vaca Muerta comenzó el 2025 como terminó el 2024: superando sus propios récords. Esta vez la formación no convencional logró aumentar la cantidad de pozos conectados y mostró un crecimiento interanual más que interesante.

Según el informe de la consultora Economía & Energía, las compañías conectaron 33 pozos en enero esto significa un aumento del 94% con respecto al mismo mes del 2024 y un leve crecimiento (para lo que nos tiene acostumbrado el shale argentino) del 6% con respecto a diciembre de 2024.

El detalle de las operaciones

Como sucede normalmente en la época estival, los pozos petroleros le ganan a los gasíferos debido a la baja de la demanda. Sin embargo, YPF conectó 2 pozos en el bloque Las Tacanas donde la compañía busca explotar la ventana del shale gas de Vaca Muerta.

Otro dato cotidiano es que la empresa de mayoría estatal sigue liderando la actividad en la roca madre y en enero se anotó 21 pozos conectados que se dividieron en 2 de gas y 19 de petróleo.

En el shale oil, los pozos estuvieron distribuidos en 9 Loma La Lata – Sierra Barrosa, 6 en Loma Campana – su nave insignia- y 4 en Aguada del Chañar.

Luego se posicionó Tecpetrol con 4 pozos enganchados en Puesto Parada, el bloque con el que la compañía del Grupo Techint quiere llevar todo su know how en Fortín de Piedra a la ventana petrolera del no convencional. El primer paso ya lo dio y logró superar la barrera de los 1.000 metros cúbicos diarios.

Pan American Energy (PAE) se anotó con 3 pozos conectados en Aguada Cánepa y Vista con uno de sus tanques, Bajada del Palo Este, dijo presente en el primer mes del año con 2 pozos enganchados. La misma cantidad de actividad registró Phoenix Global Resources en su proyecto en Mata Mora Norte.

El registro fue cerrado por ExxonMobil. La compañía estadounidense conectó un pozo en Bajo del Choique – La invernada.

La limitación de Vaca Muerta

El registro más alto en la perforación de Vaca Muerta se estableció en junio de 2024 cuando se conectaron 44 pozos. Este año se espera que ese techo sea superado debido al avance de los proyectos de las operadoras y al alivio de los cuellos de botella en el transporte de la producción.

Sin embargo, tal como viene informando eolomedia, el foco estará puesto en la limitación de los perforadores. La cantidad de equipos es finita y piden aire para poder cumplir con las metas de las compañías para este año.

Las proyecciones marcan que conectarán cerca de 500 pozos, un aumento aproximado del 23% con respecto a los 405 pozos que se conectaron el 2024 en la formación no convencional.

La estrategia apunta a realizar pozos más largos con el mismo equipo de perforación, maximizando la eficiencia de las etapas de fractura. Esto implica una inversión significativa en nuevas tecnologías y metodologías de perforación más eficientes.

Si bien las compañías traerían 4 nuevos taladros, el shale reclama fierros para poder seguir produciendo y convertirse en el motor productivo de la región.

Los récords de perforación de YPF

YPF alcanzó un nuevo récord de velocidad en la perforación horizontal en Vaca Muerta: 1747 metros en tan solo 24 horas en el Bloque La Angostura Sur. “Esto es un reflejo del compromiso, innovación y excelencia de todo nuestro equipo”, sostuvo el presidente de la compañía, Horacio Marín, en su cuenta de LinkedIn.

“No habría sido posible sin la implementación de la tecnología más avanzada en el Real Time Intelligence Center, que optimiza cada uno de nuestros procesos en tiempo real”.

El pope de la empresa de mayoría estatal le agradeció al equipo de Upstream por su dedicación y esfuerzo. “Este resultado nos permite seguir avanzando hacia un futuro energético más competitivo”, subrayó.

La meta que superó YPF fue establecida en el mismo bloque. Es que en junio de 2024, la compañía realizó 1543 metros de rama lateral en 24 horas como parte de un pozo donde se alcanzó el total de 5.542 metros en 16 días.

La Angostura Sur es el objetivo de la empresa de abrir las fronteras del desarrollo de Vaca Muerta al sur de Loma Campana, donde hoy concentra la mayor actividad.

Otra marca top de YPF

En noviembre de 2023, la compañía alcanzó otro récord de perforación en Vaca Muerta con un pozo de 5.640 metros de profundidad en un plazo de menos de 12 días.

Este hito por la extensión inédita de más de 5,6 kilómetros de longitud (vertical más rama horizontal) representó una velocidad de perforación de 473 metros por día.

El pozo -denominado AdCh-1230(h)– está ubicado en el yacimiento Aguada del Chañar y es uno de los principales campos productores de petróleo de la Cuenca Neuquina. De los 5.640 metros perforados, 2.518 metros corresponden a la rama horizontal.

Con estos registros, la compañía vuelve a mostrar una mejora en la eficiencia, que le permitió en los últimos años perforar cada vez rápido y a un costo menor, reduciendo los tiempos no productivos de los equipos e incorporando tecnología y conocimientos de última generación.

Neuquén inició 2025 con un aumento del 12% en la producción de gas

Neuquén comenzó el 2025 de la mejor manera. La producción de gas registró un incremento del 12,38% en enero con respecto a diciembre. La provincia alcanzó una producción de 92,42 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d), lo que representa un incremento del 12,38% respecto a diciembre de 2024 y un 12,89% más en comparación con enero de 2024.

Las áreas que más contribuyeron al alza fueron Fortín de Piedra, Rincón del Mangrullo, Loma La Lata-Sierra Barrosa, Aguada de La Arena y Aguada Pichana Este.

La producción de petróleo neuquino alcanzó los 462.641 barriles diarios (bbl/d) en enero, un 1,03 % menos que en diciembre de 2024. Sin embargo, la comparación interanual resalta un aumento del 23,41% respecto a enero del año pasado, correspondiendo al mismo valor en producción acumulada anual.

La disminución mensual se atribuye a menores volúmenes en las áreas La Amarga Chica, Bajada del Palo Oeste, El Trapial Este, Coirón Amargo Suroeste y Lindero Atravesado.

Además, se destacó que la extracción no convencional representa el 95,17% de la producción total de petróleo y el 87,80% de la producción de gas en la provincia.

Otro indicador en verde para Neuquén

El shale también registró otro índice positivo. La roca madre contabilizó 1761 punciones en enero y ya rompió la marca histórica registrada en 2024.

Según el informe del country manager de la firma NCS Multistage, Luciano Fucello, las operadoras lograron superar el techo alcanzado en junio del año pasado cuando se contabilizaron 1703 operaciones, una cifra sorprendente para el shale argentino. Sin embargo, el primer mes del 2025 ya cuenta con un nuevo récord por romper.

En el detalle de las punciones se establece que YPF sigue liderando ampliamente la actividad en Vaca Muerta. La empresa de mayoría estatal realizó 879 fracturas, lo que representa el 51% de las operaciones realizadas en enero.

Vista Energy es otra de las operadoras que continúa con sus altos niveles de tareas en el shale. La compañía liderada por Miguel Galuccio desarrolló 162 fracturas.

Pluspetrol se sumó al podio y sigue despertando expectativas luego de adquirir los activos de ExxonMobil. La compañía sumó 167 punciones.

Un escalón más abajo se ubicó Tecpetrol. La empresa del Grupo Techint sumó 166 etapas de fracturas.

De las supermajors que registran actividad en Vaca Muerta, Chevron sigue siendo la mejor posicionada. La compañía estadounidense registró 164 fracturas.

Asimismo, Pan American Energy (PAE) realizó 103 punciones, TotalEnergies contabilizó 46 y Phoenix sumó 31.

Vaca Muerta apuesta por las arenas de cercanía para reducir costos

La cadena de valor de Vaca Muerta se va mejorando año tras año. El shale argentino permite reducir los costos a niveles impensados hace un poco más de diez años y permite buscar nuevas tendencias para hacer cada vez más rentables las operaciones.

En este escenario, las arenas de cercanías jugarán un papel principal. Luciano Fucello, country manager de la firma NCS Multistage, destacó que las arenas de cercanía han ganado relevancia en los últimos tiempos, representando casi el 50% del total utilizado en las operaciones actuales.

“Tenemos una reducción de costo importante en arenas de cercanía:de pagar 140 dólares la tonelada en arenas que vienen de Entre Ríos y Chubut a pagar 100 dólares o puede llegar a 30 en boca de pozo”, explicó.

En diálogo con +e, el especialista detalló que, en un pozo típico que requiere 250 toneladas por etapa, el ahorro puede ser considerable. “Una etapa lleva 250 toneladas. Por ejemplo, son 50 etapas, son 12.500 toneladas, esto por, vamos a ponerle a los 40 dólares que te ahorrás, son 500.000 dólares por pozo”, afirmó Fucello.

Esta reducción de costos no solo impacta positivamente en la rentabilidad de los proyectos, sino que también impulsa una tendencia creciente hacia la utilización de este tipo de arenas.

Calidad vs costo

Fucello también se refirió a las arenas de micro cercanía, que ofrecen una reducción de costos aún más significativa, aunque con una calidad inferior. “No importa la calidad, pero la reducción de costo que está en Estados Unidos puede llegar hasta 30 dólares la tonelada de una arena de micro cercanía”, señaló.

Aunque estas arenas tienen un impacto en la producción, el ejecutivo explicó que este efecto puede ser compensado. “Tiene un impacto en la producción, lo tratan de compensar poniendo más arena”, dijo.

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

Además, el especialista destacó que la diferencia de permeabilidades entre la roca y la fractura creada con arena de menor calidad no afecta significativamente el flujo de petróleo.

“El tipo de roca que vos tenés y dónde está alojado el petróleo, que tiene una permeabilidad infinitesimal, por más que vos rompas la roca y le metas arena de mala calidad y que se termine rompiendo, la diferencia de permeabilidades entre la roca y la fractura que vos hiciste aún con arena de mala calidad es tan grande que el petróleo pasa y fluye”, subrayó.

Bombeo continuo en Vaca Muerta

Otra tendencia que Fucello mencionó es el bombeo continuo, una práctica que permite operar las 24 horas durante una semana entera sin interrupciones. “Poder bombear 24 horas durante una semana entera sin parar, y ahí la cantidad de etapas puede llegar a ser cerca de 20 etapas por día”, indicó.

Sin embargo, este tipo de operación requiere equipamiento especializado que aún no está disponible en Argentina. “Se necesita otro equipamiento que no está acá”, agregó.

En cuanto a la inversión extranjera, Fucello expresó optimismo. “En la era Macri muchas empresas de exterior llegaron con la liberación del cepo, con la promesa de la Vaca Muerta, que por ahí no conocían a Argentina, muchas de esas empresas se fueron ya con el cepo y con pandemia de por medio, pero hoy en día están de vuelta empresas de exterior viendo venir a Argentina”, afirmó.

El ejecutivo reveló que varias empresas ya están en proceso de establecerse en el país. “De hecho, varias empresas están armando toda una cuestión de identidad, todavía no hay inversión en equipamiento, pero con la liberación del cepo yo creo que vamos a estar viendo como compañías pequeñas que van a traer tecnología”, aseguró.

Vaca Muerta cerró el 2024 con un promedio de 34 pozos conectados por mes

De a poco se van conociendo los últimos datos del 2024 y no hay muchas sorpresas sobre el potencial de Vaca Muerta. La roca madre cerró un 2024 a puro récord y las operadoras aceitan la maquina para un 2025 a todo vapor.

La actividad cumplió con las proyecciones ya que se conectaron 405 pozos en la formación no convencional. La cantidad de perforaciones aumentó durante el año pasado de tal manera que obtuvo un promedio de 34 pozos conectados por mes, una cifra superior al promedio de 2023 que se ubicó en 20 pozos mensuales.

Los datos del informe de Economía & Energía detallan que 320 pozos tuvieron destino de petróleo y 85 fueron direccionados a gas.

Las top en el shale

YPF fue la empresa que mayor cantidad de pozos de explotación terminó durante todo el año pasado. Con un total de 196 pozos, la empresa de mayoría estatal concentró el 48% de los pozos en Vaca Muerta y terminó con un promedio de 16 pozos por mes. La distribución de pozos fue 192 direccionados en petróleo y 4 en gas.

Vista Energy fue otra operadora que se destacó en 2024. La compañía liderada por Miguel Galuccio conectó 50 pozos donde el grueso de la actividad estuvo centrado en el bloque Bajada del Palo, su nave insignia en el shale oil.

Pluspetrol ganó la pulseada y se quedó con el tercer lugar. La compañía, que prepara un 2025 a un ritmo vertiginoso tras la adquisición de los activos de ExxonMobil en Argentina, registró 28 pozos conectados de los cuales 3 fueron de petróleo y 25 de gas. La Calera fue el bloque más explotado.

Muy cerca se posicionó Tecpetrol. La empresa del Grupo Techint conectó 27 pozos que se distribuyeron en 2 de petróleo y 25 de gas. Fortín de Piedra y Los Toldos II Norte permitieron que la compañía siga marcando el pulso del shale gas.

Detrás se ubicó Shell. La operadora anglo-holandesa es un player de peso en el shale oil y no desentonó con sus tres bloques Cruz de Lorena, Sierras Blancas y Coirón Amargo Sur Oeste. En total conectó 23 pozos en la ventana petrolera.

El atractivo de Vaca Muerta

Otros jugadores del plano internacional que siguen apostando por el shale argentino fueron Chevron y TotalEnergies. La compañía estadounidense y su par francesa engancharon 11 pozos cada una. Chevron lo hizo en la ventana petrolera mientras que Total distribuyó su actividad en 9 pozos de gas y 2 de petróleo.

La misma cantidad de pozos conectados registró Phoenix con la salvedad que todos estuvieron vinculados a la lengua rionegrina de Vaca Muerta.

Volviendo al plano nacional nos encontramos con Pampa Energía. La compañía registró 10 pozos enganchados de los cuales uno fue de petróleo y 9 de gas.

El registro es cerrado por Capex y ExxonMobil. La firma de capitales nacionales conectó 4 pozos de petróleo mientras que la estadounidense enganchó 2 pozos en la misma ventana.

Vaca Muerta apunta al doble: más pozos, optimización y nueva infraestructura

Vaca Muerta está en plena transformación. Gustavo Medele, ministro de Energía de Neuquén, proyecta un crecimiento significativo en la actividad, impulsado por un aumento en la cantidad de pozos perforados y la implementación de nuevos modelos de trabajo e infraestructura.

“Hoy, 2024, vamos a terminar por arriba de los 400 pozos perforados y entendemos que la capacidad de producción de la cuenca, más los ductos de evacuación que se están formando, van a demandar un crecimiento. Es posible que terminemos rápidamente en los próximos años en 800 pozos por año”, declaró Medele.

Sin embargo, el funcionario aclaró que este salto no puede abordarse de manera lineal. “No podemos crecer con el doble de recursos o el doble de gente trabajando. Tenemos que buscar modelos de optimización”, enfatizó.

Hacia la optimización de procesos

El Gobierno de Neuquén implementó un plan de normalización de los flujos de trabajo, en colaboración con el Instituto de Regulación y Gestión. “Revisamos el flujo de permisología para coordinar que las empresas nos pidan los distintos permisos de actividad de la misma manera. Normalizar y coordinar estos pedidos ya es un logro significativo”, explicó Medele.

En paralelo, la provincia avanzó en la implementación de una nueva ley y su reglamentación, que redefinen el marco para las concesiones no convencionales (CENCH). Este cambio, según el ministro, brinda mayor claridad a las empresas sobre el tratamiento de las concesiones, especialmente en temas relacionados con autorizaciones de transporte y habilitaciones de procesamiento.

Vaca Muerta y las exportaciones

Otro pilar destacado por Medele es la posibilidad de celebrar contratos de exportación en firme, un avance que considera crucial para fomentar las inversiones a largo plazo. “Una empresa que no puede vender su producto de forma constante enfrenta grandes dificultades para invertir. Ahora, con la posibilidad de contratos en firme de largo plazo, creemos que el cambio es sustancial”, afirmó.

El nuevo marco reglamentario otorga a la Secretaría de Energía un plazo de 30 días para aprobar los contratos, tras lo cual, de no pronunciarse, estos quedarán firmes. Aunque aún quedan puntos por reglamentar, Medele destacó que este avance impacta directamente en la actividad upstream, ya que brinda estabilidad a las inversiones en perforación y completación de pozos.

Un pilar para el futuro

En línea con las demandas del gobernador, Neuquén también ha enfocado sus esfuerzos en la planificación de infraestructura clave para el desarrollo hidrocarburífero. “Las regalías de recursos no renovables deben generar flujos que, una vez agotado el recurso, permitan sustentar la provincia con nuevos desarrollos”, explicó Medele.

La propuesta de la provincia incluye una colaboración con las operadoras para que la inversión en infraestructura acompañe el crecimiento de la actividad. En las mesas de trabajo de Vaca Muerta, se definieron prioridades en áreas como redes eléctricas, gasíferas, hidráulicas y viales. Estos proyectos están en marcha y apuntan a un plan integral que podría comenzar a implementarse en 2025.

“Rutas, redes eléctricas, generación de energía, todo lo que soporte la actividad de la industria es clave. Este es el enfoque con el que trabajamos junto a las operadoras”, subrayó el ministro.

Capex sumó un nuevo bloque para seguir explorando el potencial rionegrino de Vaca Muerta

El Gobierno de Río Negro abrió este viernes los sobres de la licitación para la exploración del área Cinco Saltos Norte, recibiendo una oferta económica de 6,85 millones de dólares de parte de Capex. El bloque buscará seguir explorando el potencial rionegrino en el no convencional.

La propuesta incluye un plan de exploración de tres años enfocado en Vaca Muerta, con trabajos de reprocesamiento de sísmica 3D y la perforación de un pozo exploratorio con una rama horizontal.

El acto de apertura se realizó en Cipolletti y fue encabezado por la secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini, marcando un nuevo hito en el desarrollo hidrocarburífero en Río Negro. Este proceso es resultado de la iniciativa privada presentada por Capex, que busca potenciar la productividad no convencional en el territorio rionegrino.

“La oferta económica supera nuestras expectativas mínimas. Este es un paso importante para seguir posicionando a Río Negro en la exploración de Vaca Muerta”, destacó la secretaria de Hidrocarburos provincial, Mariela Moya.

Según explicó, el siguiente paso será el análisis administrativo de la documentación, seguido de la evaluación técnica del plan de inversiones. “Esperamos adjudicar el área por tres años a la empresa tras cumplir con estos procedimientos”, agregó.

“Seguimos apostando a que la formación Vaca Muerta tenga productividad dentro del territorio rionegrino, y teniendo empresas que apuestan a ese desarrollo, a la exploración y al desarrollo futuro, podemos tener los resultados que estamos esperando”, aseveró la funcionaria rionegrina.

La misión de Capex

Por su parte, Jorge Buciak, representante de Capex, resaltó el compromiso de la compañía con el desarrollo energético de Río Negro donde opera Loma Negra, La Yesera y Puestos Zúñiga

“El principal objetivo es mantener la inversión en los yacimientos convencionales junto con la inversión en los yacimientos no convencionales. Tratar de mantener ese equilibrio en los planes de inversión”, explicó.

“En primera instancia se planea avanzar con de 2700 metros de profundidad con una rama horizontal de 1500 metros y después probar productividades y en base a eso armar un plan de desarrollo”, consideró.

La perforación está prevista para el segundo año del plan, con la expectativa de evaluar todo el potencial de la formación Vaca Muerta en esta área. “Visualizamos 2026 como el año en que podríamos estar listos para iniciar la perforación definitiva”, aseguró Buciak.