El plan de PECOM para reactivar Cañadón Perdido tras 30 años

Después de más de tres décadas sin nuevas perforaciones, el yacimiento Cañadón Perdido vuelve a ocupar un lugar central en la agenda energética de Chubut. La reactivación, impulsada por PECOM, marca un hito para la Cuenca del Golfo San Jorge y para una región que busca recuperar protagonismo productivo.

El anuncio fue presentado en Comodoro Rivadavia, en el marco de un plan de inversiones que contempla desembolsos por unos 70 millones de dólares en 2026, destinados a la perforación de 32 nuevos pozos. La iniciativa se suma a un esquema más amplio que, considerando gastos operativos, podría alcanzar los 180 millones de dólares.

La reactivación se apoya en un contexto de mayor competitividad para la producción convencional. Entre los factores clave se destacan los incentivos fiscales provinciales, la eliminación de aranceles a la importación de insumos estratégicos y la reducción de derechos de exportación, que mejoraron las condiciones para atraer nuevas inversiones.

El proyecto prevé una primera etapa con la operación del equipo VV51 y la perforación inicial de 28 pozos, combinando inyectores y productores. Los trabajos comenzarán en El Trébol y luego avanzarán hacia Campamento Central y Cañadón Perdido, con foco en la recuperación secundaria mediante inyección de polímeros.

PECOM busca recuperar un bloque histórico

El área registra producción desde fines de la década de 1920. Entre 1928 y 1960 tuvo una etapa de explotación primaria, mientras que en los años noventa se reactivó a través de técnicas de recuperación secundaria. Sin embargo, el abandono progresivo derivó en una fuerte caída productiva durante los últimos años.

Actualmente, el yacimiento cuenta con apenas 27 pozos activos y una producción cercana a los 68 metros cúbicos diarios. Con el nuevo piloto de inyección de polímeros, se espera quintuplicar ese volumen y alcanzar los 400 metros cúbicos por día en el corto plazo, equivalente a unos 2.500 barriles diarios.

De acuerdo con las proyecciones técnicas, los resultados de esta primera fase permitirán avanzar hacia una segunda etapa más ambiciosa. En ese escenario, la producción podría trepar hasta los 600 metros cúbicos diarios, con la perforación de unos 53 pozos adicionales y un desarrollo total cercano a las 80 nuevas perforaciones.

Además del impacto productivo, el proyecto tendrá un fuerte efecto en el empleo local. Se estima la generación de más de 100 puestos de trabajo directos e indirectos, junto con la reactivación de servicios asociados y actividad terciaria en toda la región.

Vaca Muerta en Mendoza: comienzan nuevas etapas de exploración en Cañadón Amarillo

El gobernador de la provincia de Mendoza, Alfredo Cornejo, realizó una visita técnica al área Cañadón Amarillo, donde la UTE integrada por Quintana Energy y TSB Energy Services desarrolla tareas de exploración no convencional vinculadas a la formación Vaca Muerta.

Las empresas se encuentran ejecutando inversiones exploratorias y avanzan en la adquisición de sísmica 3D en el bloque ubicado en el departamento de Malargüe, como parte del plan piloto comprometido tras la prórroga contractual. Los trabajos apuntan a obtener información geológica detallada para evaluar el potencial productivo del área.

Durante la recorrida, Cornejo visitó frentes operativos asociados a la adquisición sísmica y a la infraestructura de superficie. La actividad incluyó instalaciones como la Planta de Tratamiento de Crudo, plantas compresoras y un pozo vinculado al proyecto de inyección de gas.

El mandatario señaló que los equipos utilizados cumplen con estándares técnicos y ambientales internacionales y permiten obtener datos más precisos del subsuelo. Según explicó, esta información será determinante para definir futuras decisiones de inversión en gas y petróleo en la zona.

La visita se realizó en un bloque que durante años estuvo bajo operación de YPF, pero que no integraba sus principales planes de inversión. En el marco del proceso de reorganización de activos, la Provincia autorizó la cesión de áreas del sur mendocino a nuevas concesionarias, entre ellas la UTE actual.

Marco contractual y avances técnicos

Como parte de este proceso, el Gobierno provincial otorgó una prórroga contractual por diez años para las áreas Altiplanicie del Payún, Cañadón Amarillo y El Portón, estableciendo condiciones orientadas a sostener la actividad y promover inversiones. En el caso de Cañadón Amarillo, la concesión se extiende hasta enero de 2036.

La ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, señaló que la adquisición de sísmica tridimensional constituye una etapa inicial necesaria para avanzar hacia perforaciones exploratorias. Indicó que el proyecto apunta a consolidar el desarrollo de Vaca Muerta Norte en territorio mendocino.

Según detalló la funcionaria, actualmente operan diez equipos en el área, encargados de relevar información que luego será procesada para definir posibles locaciones de perforación. Este material técnico servirá como base para la planificación de las siguientes etapas del programa exploratorio.

En el plan de inversiones presentado por la UTE se estableció un compromiso de US$ 44 millones para los primeros tres años del contrato, destinado al desarrollo del piloto no convencional. La adquisición de sísmica 3D abarca una superficie aproximada de 202,5 kilómetros cuadrados.

En la búsqueda de Vaca Muerta

La sísmica 3D permite construir modelos geológicos de mayor precisión, reduciendo la incertidumbre técnica y optimizando la selección de pozos. En Mendoza, este tipo de estudios no se realizaban de manera sistemática desde 2017, lo que representa una actualización relevante de la información disponible.

Una vez concluida la etapa de adquisición, se avanzará en el análisis e interpretación de los datos. Con esa base, la UTE prevé realizar dos pozos piloto durante el segundo semestre de 2026, adelantando el cronograma originalmente previsto para 2027.

En paralelo, el operador mantiene la producción convencional en el área y desarrolla mejoras operativas. En octubre de 2025, la empresa inició un proyecto de inyección de gas en cuatro pozos en Chihuido de la Salina Sur, orientado a optimizar el rendimiento de yacimientos maduros.

El director de Hidrocarburos, Lucas Erio, indicó que las tareas en curso permiten reducir riesgos técnicos y económicos antes de avanzar con nuevas inversiones. Señaló que el objetivo es evaluar de manera progresiva el potencial productivo del área y su viabilidad a largo plazo.

Neuquén y Santa Cruz firman con Nación la baja de retenciones para sostener el convencional

La decisión de reducir y eliminar las retenciones a la exportación de petróleo convencional sumó un respaldo clave desde las provincias productoras. Neuquén y Santa Cruz firmaron acuerdos con el Gobierno Nacional que apuntan a sostener la actividad en cuencas maduras, impulsar inversiones y fortalecer el empleo. La medida fue celebrada tanto por los mandatarios provinciales como por los funcionarios nacionales presentes.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, rubricó el acta que elimina las retenciones para el crudo convencional producido en la Cuenca Neuquina. La decisión se articula con políticas ya aplicadas por la provincia para sostener el segmento, incluidas reducciones impositivas y líneas de trabajo conjunto con empresas y sindicatos.

Figueroa señaló que el acuerdo “acompaña el esfuerzo” que su administración viene desarrollando para evitar una caída estructural de la producción convencional. Destacó que la iniciativa se integra con la Mesa para la Reactivación de la Producción Convencional, el espacio creado para diseñar estrategias que permitan mejorar competitividad y dinamizar inversiones.

Impulso para Neuquén: empleo, competitividad y reglas estables

El acto contó con la presencia del ministro de Economía, Luis Caputo; el jefe de Gabinete, Manuel Adorni; el ministro del Interior, Diego Santilli; el viceministro Daniel González y el presidente de la Cámara de Hidrocarburos, Carlos Ormachea. Allí se definió que los recursos generados por esta medida deberán reinvertirse en la actividad para garantizar impacto real en las provincias productoras.

Neuquén recordó que fue una de las primeras jurisdicciones en ofrecer beneficios para sostener la producción convencional, como la rebaja de tres puntos en regalías y la eliminación de Ingresos Brutos para esta actividad. Figueroa remarcó que el objetivo central es proteger el empleo y asegurar previsibilidad para los desarrollos en yacimientos maduros.

En septiembre, la provincia conformó la Mesa del Programa de Reactivación Hidrocarburífera Convencional junto con operadoras y sindicatos. Ese ámbito se orienta a reactivar pozos, promover eficiencia operativa y sostener el empleo asociado al sector. Para la provincia, el convencional mantiene un rol estratégico en el desarrollo energético y económico.

El ministro de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele, destacó que reactivar el convencional exige recursos y coordinación público-privada. Señaló que las condiciones impositivas resultan esenciales para movilizar inversiones que permitan incrementar la producción, recuperar pozos inactivos y sostener mano de obra en las cuencas maduras.

Santa Cruz se suma: una medida clave para evitar pérdida de producción

En paralelo, Santa Cruz firmó su propio convenio con Nación para reducir las retenciones a la exportación de petróleo convencional. El gobernador Claudio Vidal rubricó el acuerdo en Buenos Aires y remarcó que la medida es decisiva para la Cuenca del Golfo San Jorge, donde la producción convencional representa la mayor parte del aporte provincial.

Vidal advirtió que, sin este alivio fiscal, Argentina podría enfrentar en menos de dos años la necesidad de importar crudo para abastecer el mercado interno. Indicó que la provincia necesita reglas claras para sostener su actividad hidrocarburífera y evitar un deterioro en yacimientos maduros, que requieren inversiones constantes para mantener niveles de extracción.

El mandatario pidió que el beneficio impositivo se traduzca en trabajo real. Aseguró que el Gobierno Provincial exigirá a las empresas reinvertir los fondos y evitar prácticas especulativas. “Si las empresas no invierten y se guardan el ahorro, no sirve”, afirmó. Para Vidal, esta herramienta debe destinarse a sostener equipos, recuperar pozos y preservar empleos.

Santa Cruz iniciará en los próximos días reuniones técnicas con cada operadora para ordenar la implementación del acuerdo y verificar que los recursos se reinviertan localmente. El objetivo es asegurar que la cadena de valor hidrocarburífera mantenga su actividad y que el alivio fiscal llegue efectivamente a los trabajadores.

Vidal subrayó que el acuerdo no fue automático, sino el resultado de gestiones extensas. “Estas decisiones se discuten, se pelean y se sostienen”, remarcó, al destacar la necesidad de políticas que garanticen estabilidad, productividad y empleo para Santa Cruz.

PAGBAM asesoró en el proceso de licitación de las áreas maduras ex YPF en Santa Cruz

El estudio Pérez Alati, Grondona, Benites & Arntsen (PAGBAM) brindó asesoramiento integral en el proceso de Licitación Pública Nacional N° 006/2025, impulsado por FOMICRUZ S.E., para la adjudicación de los diez yacimientos maduros cedidos por YPF S.A. en la provincia de Santa Cruz en el marco del acuerdo firmado el 2 de junio de 2025.

El proceso constituye uno de los hitos más relevantes en materia de producción convencional de hidrocarburos en los últimos años y prevé inversiones por más de USD 1.200 millones, orientadas a reactivar la actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge y fortalecer la participación de pymes nacionales en la operación de áreas maduras.

El proyecto y su alcance

La licitación comprende las áreas Los Perales–Las Mesetas, Las Heras–Cañadón de la Escondida, Cañadón León–Meseta Espinosa, El Guadal–Lomas del Cuy, Cañadón Yatel, Pico Truncado–El Cordón, Cañadón Vasco, Barranca Yankowsky, Cerro Piedra–Cerro Guadal Norte y Los Monos.

Las seis compañías nacionales que habían presentado originalmente una iniciativa privada para hacerse cargo de las concesiones,: Clear Petroleum S.A., Patagonia Resources S.A., Quintana E&P Argentina SRL, Roch Proyectos S.A.U., Azruge S.A. y Brest S.A. de Servicios Petroleros presentaron una oferta conjunta en la licitación. La propuesta busca potenciar la eficiencia operativa y la sostenibilidad de la producción convencional a través de un esquema de cooperación técnica y financiera de largo plazo.

Asesoramiento legal

La participación de PAGBAM incluyó el asesoramiento legal integral en aspectos contractuales, y regulatorios tanto de la iniciativa privada como de la oferta, incluida la estructuración legal del consorcio y el cumplimiento de los requisitos de la licitación, en un contexto de relevancia económica y política para el desarrollo energético de Santa Cruz Norte.

El equipo de PAGBAM estuvo liderado por Francisco Javier Romano, socio del Departamento de Energía y Manuel Benites (impuestos), con la participación de Tomás Fernández Madero, Lara Arce y Abril Torres.

Esta transacción refuerza la presencia de PAGBAM como estudio de referencia en operaciones de energía y recursos naturales, y consolida su trayectoria en proyectos estratégicos de inversión y reestructuración de activos en el sector hidrocarburífero argentino.