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recuperación terciaria

PECOM aumentó 12% su producción en El Trébol en menos de un año

PECOM tiene diagramada su hoja de ruta en la Cuenca del Golfo San Jorge y los primeros resultados son un claro ejemplo del potencial del clúster El Trébol – Escalante. La compañía puso en marcha su tercera planta de inyección de polímeros y se encuentra construyendo una cuarta en Cañadón Perdido.

El plan de trabajo prevé, para fines del año en curso, un incremento del 20% en la producción del área, y la duplicación del volumen en un plazo de cuatro años, pasando de 8.000 a 16.000 barriles diarios.

Las autoridades visitaron las instalaciones de PECOM. La comitiva estuvo integrada por el gobernador del Chubut, Ignacio Torres; el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce; el secretario de Ambiente y Desarrollo Sustentable, Juan José Rivera; el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Ávila; y el secretario general del Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral, José Lludgar.

Por parte de PECOM estuvieron presentes el director de Operaciones de Upstream, Jorge Lopez Kessler, y el director de Relaciones Institucionales, Federico Monarca.

“Durante los últimos años, la inversión en el área había entrado en una etapa de declive, propia de un yacimiento maduro, y hoy vemos cómo, a partir de una nueva mirada y de decisiones concretas, se recuperan niveles de actividad y producción”, subrayó Torres.

“Esto demuestra que, con inversión, tecnología y reglas claras, incluso las áreas maduras pueden volver a crecer y generar nuevas oportunidades”, agregó.

Producción, empleo y sostenimiento de la cuenca

Durante la recorrida, Torres destacó que “en cuatro años se estará duplicando la producción, convirtiéndose en un caso de éxito a partir de la inversión y el compromiso de todos los actores del sector”.

En ese sentido, remarcó que “no se trata solamente de sostener el trabajo en una cuenca histórica, sino de dinamizar la economía y generar recursos que fortalecen una industria clave para la provincia y para el país”.

Asimismo, el mandatario subrayó que “la Cuenca del Golfo San Jorge fue durante más de un siglo una fuente central de divisas para la Argentina, y hoy estamos dando un paso concreto para sostenerla, modernizarla y proyectarla hacia el futuro”.

Medidas que impulsan la inversión

El mandatario también destacó que este tipo de proyectos se ven favorecidos por decisiones que mejoran la competitividad del sector, como la eliminación de aranceles a la importación de polímeros, una medida que fue impulsada desde la provincia ante el Gobierno Nacional.

“Son decisiones que van en el camino correcto, porque permiten reducir costos, hacer viables nuevas inversiones y sostener la actividad en la cuenca”, indicó.

Pecom avanza en la Cuenca del Golfo San Jorge.

Inversión estratégica y desarrollo energético

Las plantas de inyección de polímeros forman parte de una estrategia de recuperación mejorada que permite aumentar la eficiencia de los yacimientos maduros, extendiendo su vida útil y optimizando la producción.

Estas inversiones no solo implican el montaje de infraestructura, sino también el desarrollo de campañas de perforación y workover, con impacto directo en la actividad económica y en la generación de empleo en la región.

En ese marco, Torres valoró el trabajo articulado entre el sector público, las operadoras y los trabajadores, destacando que “cuando hay reglas claras, previsibilidad y decisión política, las inversiones llegan y se traducen en más producción, más empleo y más desarrollo para la provincia”.

PECOM inicia su campaña de perforación en Cañadón Perdido

Como parte del plan de inversiones previsto para 2026, PECOM puso en marcha el perforador VV 51 de la empresa Venver para dar inicio a la campaña de perforación que reactivara la actividad en Cañadón Perdido, un hito muy importante que demuestra el potencial de áreas marginales de la cuenca a partir del estudio del subsuelo.

El anuncio contó con la visita del gobernador de Chubut, Ignacio Torres; el diputado nacional y secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Chubut, Jorge Ávila; el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce; el Director de Operaciones de Upstream de PECOM, Jorge López Kessler y autoridades provinciales y gremiales.

El yacimiento Cañadón Perdido estuvo en producción primaria desde 1928 a 1960. En al año 1996 comenzó el desarrollo por recuperación secundaria que luego se abandonó en el año 2008 quedando el campo con una producción marginal (200m3/d con 85 pozos). En la actualidad produce 68m3/d con 27 pozos productores.

En la fase 1 del proyecto, el equipo arranca con perforaciones en El Trébol y luego se traslada a Cañadón Perdido donde este año va a perforar 28 pozos (9 inyectores y 19 productores) para conectar una nueva planta del primer piloto de inyección de polímeros. Con este piloto se logrará más que quintuplicar la producción de esta zona, pasando de los actuales 68 m3/d a 400m3/d (2500 bbl/d). Así mismo, el resultado del piloto no solo traerá mayor producción sino que abrirá oportunidades en nuevas zonas del yacimiento, con potencial para alcanzar una producción de 600m3/d (3700bbl/d) en una segunda etapa con el desarrollo completo con 53 pozos adicionales.

Este es un ejemplo de un campo muy maduro (prácticamente abandonado) en el cual, luego de estudios integrados de subsuelo y eligiendo la estrategia de desarrollo correcta, se va a lograr revitalizar y re-desarrollar con una potencial actividad de 80 pozos nuevos.

PECOM, retomó su rol como operadora y productora de petróleo y gas en noviembre de 2024, con el objetivo de construir una plataforma sólida de crecimiento en upstream, con foco en yacimientos maduros y en el despliegue de capacidades de optimización de activos, eficiencia operativa y recuperación terciaria.

Recientemente ha acordado con YPF la adquisición del yacimiento Manantiales Behr, el segundo yacimiento convencional más grande del país, con una producción diaria del orden de los 25.000 barriles de petróleo por día, lo que le permitirá, operar un total de más de 35.000 bbl/d.

PECOM se consolida como uno de los principales productores de crudo pesado del país

En el día de hoy, PECOM Servicios Energía S.A.U. y su afiliada San Benito Upstream S.A.U. acordaron con YPF la adquisición del yacimiento Manantiales Behr, ubicado en la provincia de Chubut, el segundo yacimiento convencional más grande del país, con una producción diaria del orden de los 25.000 barriles de petróleo por día. La operación alcanza también la concesión de transporte sobre los oleoductos: (i) El Trébol – Caleta Córdova, (ii) Km. 9 – Caleta Córdova, y (iii) Manantiales Behr – Cañadón Perdido.

Con esta operación, y sumando los activos que la compañía ya gestiona en la provincia, PECOM operará un total cercano a los 35.000 barriles diarios, consolidándose como uno de los principales productores de crudo pesado de Argentina.

Esta adquisición representa un paso estratégico clave para PECOM, que retomó su rol como operadora y productora de petróleo y gas en noviembre de 2024, con el objetivo de construir una plataforma de crecimiento en upstream, con foco en yacimientos maduros y en el despliegue de capacidades de optimización de activos, eficiencia operativa y recuperación terciaria.

Pecom se quedó con los clústers más productivos de la Cuenca del Golfo San Jorge.

En este tiempo, PECOM ha demostrado su capacidad para crear valor a partir de una gestión eficiente de superficie y un profundo conocimiento Del subsuelo, apalancada su extensa y reconocida experiencia en la industria y en el desarrollo de técnicas avanzadas para extender la vida útil de los yacimientos.

La incorporación de Manantiales Behr permitirá potenciar estas capacidades a partir de la gestión integrada de tres activos estratégicos en una misma geografía, como son Manantiales Behr, El Trébol–Escalante y Campamento Central–Cañadón Perdido, generando sinergias operativas, logísticas y técnicas que permitirán incrementar la producción, optimizar costos y maximizar el valor de los activos.

Asimismo, esta operación reafirma el compromiso de PECOM con el desarrollo energético de Chubut y de la Argentina, impulsando un modelo de crecimiento basado en la eficiencia, la inversión sostenida y el fortalecimiento del empleo local.

En ese marco, PECOM continuará trabajando de manera coordinada con las autoridades locales y provinciales, los gremios y actores de la industria, tal como lo viene haciendo desde su ingreso a las áreas de El Trébol–Escalante y Campamento Central–Cañadón Perdido, con el objetivo de garantizar una transición ordenada, una operación segura y una visión compartida de desarrollo para la región.

“Esta adquisición representa un paso decisivo en nuestra estrategia. Manantiales Behr no solo nos aporta escala: nos permite consolidar una plataforma de upstream con enorme potencial y con foco en lo que sabemos hacer: operar con excelencia, aplicar disciplina operativa y de capital, y maximizar el valor de yacimientos maduros con tecnología y conocimiento”, afirmó Horacio Bustillo, CEO de PECOM. “Estamos construyendo una compañía sólida, eficiente y con capacidad de crecimiento en la producción propia de petróleo y gas”.

Por su parte, Luis Perez Companc, presidente del Directorio de PECOM, destacó el valor histórico y emocional de este hito para la compañía: “Este es un momento muy especial: junto con mis hermanas Rosario y Pilar, sentimos un enorme orgullo de ver a PECOM dar este paso tan importante, consolidándose como uno de los principales actores del país en la producción de petróleo, honrando su historia y proyectándose hacia el futuro. Esta inversión refleja nuestro compromiso de largo plazo con la Argentina y con el desarrollo de una industria energética sólida, moderna y competitiva”.

Como es habitual en este tipo de operaciones, el cierre de la misma se encuentra sujeto al cumplimiento de aprobaciones y condiciones precedentes.

Del “pensábamos que era un shampoo” al escándalo: la historia de la venta de Manantiales Behr

Manantiales Behr es el último bloque que le quedaba a YPF en Chubut y en la Cuenca del Golfo San Jorge. La joya del convencional es sinónimo de la recuperación terciaria y una de las áreas más productivas del país. Es por eso que la noticia que estaba en venta atrajo a diferentes compañías del país.

Rovella Capital, Grupo San Martín, PECOM y Capsa fueron quienes recorrieron las instalaciones del bloque durante octubre. El nombre de Rovella generó controversia desde el minuto uno. Nadie sabía quién estaba detrás de la firma y se asoció rápidamente a la constructora vinculada a los trabajos licitados por el Gobierno nacional.

Los días pasaron y las sospechas sobre Rovella fueron creciendo. La firma de Mario Rovella fue quien realizó la mejor oferta y encendió las alarmas en el Sindicato de Petroleros Privados de Chubut. La cúpula del gremio salió rápidamente a exigirle a YPF que evalúe todas las ofertas y que tenga en consideración la historia petrolera de las compañías que competían por el activo.

El panorama incomodaba al Gobierno del Chubut. El Ejecutivo trataba de hacer equilibrio: por un lado, deslizaba que podía vetar al comprador de Manantiales Behr por ser dueño de recursos, pero, por otro lado, subrayaba que “nunca se metería en los acuerdos entre privados”.

Finalmente, en enero se conoció que YPF vendía Manantiales Behr por 575 millones de dólares. La transacción fue confirmada mediante un comunicado a la Comisión Nacional de Valores donde se detallaba que Limay Energía S.A., subsidiaria de Rovella Capital, abonaría “el 60% del capital al cierre de la transacción y el saldo restante dentro de los 12 meses posteriores al cierre”.

El dinero no aparecía y, en los últimos días, desde los distintos sectores de la Cuenca del Golfo San Jorge se empezaron a preguntar si Rovella podría hacerse cargo del pago. Los fondos nunca fueron acreditados y el directorio de YPF decidió revertir su decisión y venderle Manantiales Behr a PECOM.

Jorge Ávila sostuvo que, más allá de las diferencias con las autoridades, está en contra de la privatización de YPF.

“Creíamos que era un shampoo”

El nombre de Rovella Capital no generaba buenas sensaciones en la norte de la Cuenca del Golfo San Jorge. La firma contaba con la aprobación del gobernador de Chubut, Ignacio Torres, por lo que sorprendió cuando el Sindicato de Petroleros Privados de Chubut – aliado del mandatario provincial- salió con los tapones de punta cuando se conoció que la empresa de Mario Rovella podía desembarcar en la cuna del convencional.

El gremio de petroleros convencionales dejó en claro más de una vez que prefería que PECOM o Capsa se quedaran con Manantiales Behr debido a su experiencia en la industria petrolera. “Cuando leímos que Rovella Carranza se iba a quedar con Manantiales, nosotros pensábamos que era un shampoo”, bromeó Ávila en la radio local La Petrolera.

El líder petrolero se reunió con la nueva cúpula que comandaría los destinos de la joya del convencional. Según Ávila, los empresarios se habían comprometido a activar un perforador, cuatro workover y tres pullings.

Las críticas del sindicato nunca cesaron: señalaron vínculos con Santiago Caputo, recordaron que el nombre estaba relacionado con la Causa Cuadernos y cuestionaron en más de una oportunidad su nula experiencia en el sector petrolero.

Los vínculos con el Gobierno del Chubut

En la Cuenca del Golfo San Jorge se preguntaban por el origen del interés de Rovella Capital por la industria energética. Las pymes regionales no sabían quiénes eran los interlocutores y pedían que alguien se comunicara con ellos para saber su manera de trabajar. “Tuvimos que googlear quiénes eran porque ni siquiera tenían una página web”, subrayaron desde el entramado pyme a eolomedia.

Si bien la información sobre Rovella no abundaba, los actores de la industria coincidían que la firma había contratado a exprofesionales de YPF que “conocían a Manantiales Behr como la palma de su mano”. Asimismo, se dejaba en claro que un actor relevante de la región habría impulsado una alianza estratégica para que la empresa pueda comprender mejor el funcionamiento del sector y competir con operadoras ya consolidadas.

Había otro vinculo que también generaba sospechas. Tal como informó econojournal, la firma posee una especie de alianza local con la constructora Choele Choel SRL, con quien tercerizó algunos proyectos de infraestructura en la provincia como una serie de ampliaciones en el aeropuerto de Comodoro Rivadavia.

Choele Choel es conducida por Facundo Ponce, un empresario que dio sus primeros pasos profesionales dentro del negocio de la construcción en Rovella Carranza –donde trabajó durante siete años– y es hermano de Federico Ponce, ministro de Hidrocarburos de Chubut de la administración de Torres.

Horacio Marín confirmó que YPF se va de Chubut.

“Marín hizo negocios”

La venta de Manantiales Behr comenzó “torcida”. Horacio Marín confirmó que julio de 2024 que PECOM había presentado “una gran oferta” por Manantiales Behr, pero que no era el momento de vender el bloque. Seis meses después, el área tenía el cartel de venta dejando en offside al Sindicato de Petroleros Privados y al ministro de Hidrocarburos de Chubut quienes aseguraban que YPF seguiría operando en la provincia en los próximos años.

La premisa del pope de la empresa de mayoría estatal era tener una salida “ordenada, prolija y ejemplar”. Nada de eso ocurrió con el último activo en la Cuenca del Golfo San Jorge.

Según denunció el líder de petroleros convencionales, “Marín hizo un negocio con Manantiales Behr” y lo responsabilizó por paralizar la actividad en el bloque. También apuntó que el presidente de YPF solo le importó el dinero prometido y nunca se preocupó por “saber si la empresa tenía fondos para hacer el pago o si tenía experiencia en el rubro”.

 

El intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Mascharasvilli, también salió al cruce: “YPF y Horacio Marín jugaron al Monopoly con un “fondo de garantía” que parecía más billete de juguete que respaldo real. Y cuando se juega así, las consecuencias no quedan en el tablero: impactan de lleno en nuestra ciudad”.

“Manantiales Behr no es una obra en carpeta ni un pliego de licitación. Es un yacimiento estratégico que sostiene miles de familias en Comodoro. Lo que pasó con Rovella fue inadmisible: una constructora jugando a ser operadora petrolera, sin respaldo verdadero, dejando incertidumbre y equipos en pausa. Las decisiones mal tomadas desde un escritorio tienen consecuencias concretas en nuestra ciudad”, afirmó.

Lo cierto es que el directorio de la empresa de mayoría estatal decidió este miércoles que PECOM, quien presentó la segunda mejor oferta, se quedará con Manantiales Behr.

El brazo brazo petrolero del grupo Pérez Companc ya se había quedado con los clústers El Trébol – Escalante y Campamento Central – Cañadón Perdido. Ahora sumará a su cartera uno de los bloques más productivos del país y un símbolo de la recuperación terciaria.

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.

EOR, empleo y operadores: cómo se redefine el mapa petrolero de la Cuenca del Golfo San Jorge

El acuerdo fiscal redefinió el tablero de la Cuenca Golfo San Jorge. Por primera vez en años, Nación y Chubut alinearon incentivos para intentar frenar el decline, impulsar la inversión y sostener el empleo en la cuenca más antigua del país. La eliminación de retenciones, la baja de regalías y la obligación de reinvertir todo el beneficio fiscal conforman un combo inédito en el sector.

Sin embargo, para el consultor especializado Leonardo Aldaba, el potencial del esquema solo se convertirá en resultados si la ejecución es rigurosa y si los campos maduros quedan en manos de operadores técnicamente capacitados. Su informe “Acuerdo Fiscal CGSJ: Entre el Potencial del Papel y la Realidad de la Ejecución” expone los números, los riesgos y los desafíos que definirán si este nuevo esquema marca un punto de inflexión o un capítulo más en la crisis.

Un sacrificio fiscal alto con objetivos concretos

El corazón del acuerdo es un sacrificio fiscal conjunto de Nación y Chubut que ronda los 232 millones de dólares anuales. El Gobierno nacional eliminó las retenciones al crudo convencional (8%), mientras que la provincia redujo las regalías del 12% al 8% sobre toda la producción, no solo la incremental. Según Aldaba, el impacto para los operadores suma 240 millones de dólares anuales, monto que deben reinvertir completamente.

Este diseño no constituye un subsidio sino una obligación contractual. De hecho, la inversión total proyectada debería crecer al menos 25% respecto de los niveles históricos. El enfoque es claro: sin perforación y sin tecnología EOR, el decline estructural de la cuenca se vuelve irreversible. Las retenciones cero y las regalías más bajas buscan achicar un margen operativo que, incluso con incentivos, sigue siendo muy ajustado.

En paralelo, Aldaba advierte que la producción de Cuenca del Golfo San Jorge (CGSJ) cae desde 2014 y que, sin medidas, en cinco años podría descender a 130.000 barriles diarios con miles de empleos en riesgo. El acuerdo apunta a modificar ese escenario antes de que las curvas de declinación se vuelvan insostenibles.

PAE innova en Cerro Dragón.

Cuenca del Golfo San Jorge y dos modelos

Aldaba describe cómo Chubut y Santa Cruz implementan estrategias contrarias para la salida de YPF de áreas convencionales. Chubut optó por un modelo de transacciones privadas con derecho de veto provincial, mientras que Santa Cruz eligió un esquema de reversión y adjudicación pública bajo control de FOMICRUZ.

En Chubut, casos como Crown Point y PECOM muestran que el modelo avanza con velocidad, priorizando la continuidad operativa. La licitación de Manantiales Behr consolidó cuatro oferentes principales: CAPSA, PECOM, Grupo San Martín y Rovella Energía. Cada uno fue evaluado no solo por su oferta económica, sino por su capacidad técnica y sus planes de inversión.

En Santa Cruz la lógica es distinta: la provincia controla el proceso, exige que el 90% de la mano de obra sea local y audita cada trimestre el cumplimiento de los contratos firmados. Se trata de un enfoque estatal más intenso, orientado a asegurar inversiones por 1.259 millones de dólares en seis años.

Ambos modelos son compatibles con el acuerdo fiscal, pero plantean diferencias claras sobre cómo gestionar el recambio de operadores en campos maduros.

Pecom pone el foco en la recuperación terciaria.

EOR: la única vía técnica para frenar el decline

La recuperación terciaria es el eje técnico del análisis de Aldaba. La cuenca tiene reservas probadas que representan casi la mitad del total nacional y un factor de recobro actual que oscila entre 25% y 28%. Aun así, cerca del 40% del petróleo permanece atrapado en los reservorios y solo la aplicación masiva de EOR puede habilitar su extracción.

Aldaba explica que esta tecnología no solo desacelera el decline sino que genera producción nueva. En CGSJ puede sumar entre 10% y 20% de reservas recuperables y extender la vida útil de los campos entre 15 y 20 años. Pero su rentabilidad es extremadamente sensible a los costos operativos: con OPEX de 35-45 dólares por barril y CAPEX adicional de unos 25 dólares, cualquier desviación erosiona el margen.

El informe destaca el caso CAPSA como ejemplo empírico. En el campo Diadema, la empresa elevó la producción de 127 a 1.800 metros cúbicos por día en 48 años, mantuvo reservas probadas estables durante 17 años y perforó más de 1.200 pozos. El mensaje es claro: la geología importa, pero la gestión define los resultados.

Impacto en el empleo: evitar el colapso es la prioridad

Entre 2023 y 2025 la cuenca perdió alrededor de 10.000 empleos. Aldaba detalla cómo el multiplicador de la actividad petrolera en campos maduros se ubica en torno a 2,5 veces: cada empleo directo genera otros 1,5 indirectos. Así, un retroceso operativo puede afectar miles de familias.

El acuerdo fiscal no promete una explosión de empleo. En cambio, impide un escenario mucho peor. Sin estímulo, la pérdida estimada alcanzaría 10.700 empleos totales en cinco años. Con el acuerdo y la expansión del EOR, el empleo podría crecer entre 5% y 8%, lo que preservaría o generaría entre 1.500 y 3.000 puestos directos. La diferencia real entre ambos escenarios ronda 13.000 empleos.

Aldaba advierte que EOR es intensivo en capital, no en mano de obra, y que la digitalización reduce dotaciones. El éxito del acuerdo, por lo tanto, debe medirse por la estabilización del empleo más que por su crecimiento explosivo.

Cerro Dragón será una concesión convencional y no convencional.

El factor decisivo: quién ejecuta los campos

El informe propone ocho criterios que definen al operador correcto: visión de largo plazo, tamaño óptimo, agilidad organizacional, expertise en EOR, solidez financiera, compromiso con proveedores y sindicatos, foco territorial y una cultura orientada a la perforación continua.

Según Aldaba, la diferencia entre éxito y fracaso con el mismo paquete fiscal puede ser abismal. Si los campos quedan en manos de actores sin experiencia técnica, con estructuras lentas o sin capital para sostener EOR, el acuerdo corre riesgo de fallar. Por eso el seguimiento provincial, especialmente en Chubut, será clave en los próximos meses.

La licitación de Manantiales Behr expuso ese dilema. CAPSA, PECOM y Grupo San Martín presentaron planes sólidos ante el sindicato. Rovella Energía, en cambio, fue cuestionada por su falta de antecedentes petroleros y por no compartir su plan de desarrollo.

Un acuerdo prometedor pero con márgenes muy ajustados

Aldaba concluye que el acuerdo fiscal puede salvar al Golfo San Jorge, pero no por sí solo. Los márgenes son estrechos, los plazos técnicos chocan con la urgencia social y la auditoría de inversiones será determinante. La clave no es la geología sino la gestión: operadores aptos, seguimiento estatal, disciplina financiera y adopción rigurosa del EOR.

El acuerdo abre una puerta, afirma el consultor. Pero cruzarla exige precisión, capacidad técnica y decisiones correctas. Los próximos 18 a 36 meses serán decisivos para saber si el Golfo San Jorge inicia un ciclo de recuperación o si vuelve a enfrentar el peligro de una declinación acelerada.

Chachahuén Sur: el caso que demuestra que bajar regalías puede aumentar la producción

La experiencia de Chachahuén Sur, operado por YPF en Mendoza, se consolidó como uno de los casos más claros de cómo una política fiscal inteligente puede destrabar inversiones en campos maduros.

Los proyectos de Recuperación Terciaria (EOR, por sus siglas en inglés), esenciales para extender la vida útil de los yacimientos, requieren altos niveles de inversión inicial y enfrentan plazos de repago extensos. Bajo un esquema tradicional de regalías, sus márgenes suelen resultar marginales.

En este contexto, la provincia tomó una decisión que modificó por completo el horizonte económico del activo. La reducción de regalías del 18% al 9%, aplicada exclusivamente sobre la producción incremental generada por el proyecto EOR, permitió que un desarrollo antes limitado se transformara en un motor productivo con impacto directo en la actividad provincial.

Según el informe de la consultora GtoG ENERGY, la medida no implicó una pérdida fiscal, sino una estrategia orientada a generar nueva producción que, de otro modo, nunca habría existido.

Un cambio fiscal que revirtió la ecuación económica

La clave del éxito de Chachahuén Sur fue la reconfiguración de riesgo y retorno. Con el régimen previo, el proyecto era marginal: los largos períodos de repago, sumados al CAPEX requerido, no permitían alcanzar niveles de rentabilidad atractivos.

La política provincial reequilibró esa ecuación, habilitando una TIR superior al 20%, un VAN positivo bajo todas las tasas y un período de recuperación del capital prácticamente reducido a la mitad.

Este cambio permitió destrabar más de 81 millones de dólares en inversiones, impulsando uno de los desarrollos EOR más relevantes del país.

El informe de GtoG ENERGY indicó que, a septiembre de 2025, la producción adicional ya llegaba a 3,5 millones de barriles, un volumen que posicionó al proyecto como el segundo más grande de su tipo en Argentina.

La política pública enfocada únicamente en la producción incremental fue el punto de inflexión que convirtió riesgo técnico en oportunidad de crecimiento.

El impacto también fue significativo en términos provinciales. El proyecto ya representa el 7% de la producción total de Mendoza y generó un movimiento económico estimado en USD 570 millones, acompañado por una recaudación fiscal que superó los USD 74 millones. El incentivo inicial tuvo un efecto multiplicador que permitió ampliar la base productiva bajo condiciones de rentabilidad real.

Lecciones de un modelo win-win

El caso de Chachahuén Sur deja aprendizajes centrales para el diseño de políticas energéticas. Los desarrollos EOR requieren un marco fiscal competitivo que incentive inversiones de riesgo en campos maduros.

La experiencia muestra que reducir la carga sobre la producción incremental no solo estimula la actividad privada, sino que también mejora la recaudación al expandir el volumen producido.

Qué empresas recorrieron Manantiales Behr y avanzan por su compra

El Plan 4×4 de YPF marca que en el 2026 estará 100% abocada al desarrollo del shale, por lo que antes del 31 de diciembre deberá cerrar la venta de Manantiales Behr, la última joya que le queda en el convencional y en Chubut. La operación está a cargo del Banco Santander y hay diversas empresas interesadas en quedarse con el bloque que marca el éxito en la recuperación terciaria.

Según pudo saber eolomedia, cuatro compañías visitaron el yacimiento ubicado en el seno de la Cuenca del Golfo San Jorge para conocer los pormenores del activo que tiene el cartel de venta desde diciembre del año pasado. Los directivos de Rovella Carranza, Capsa, San Martín y Pecom llegaron hasta Chubut y recorrieron las instalaciones del área.

El cronograma marcó que el martes fue el turno de Rovella Carranza, el miércoles continuó con Capsa, el jueves fue el espacio cedido a San Martín Energía y el viernes finalizó el recorrido con Pecom. Si bien hay interés de CGC (Compañía General de Combustibles), la compañía del holding Eurnekian no estuvo en la visita a Manantiales Behr, pero según fuentes consultadas, eso no quita que esté fuera de la puja por el bloque.

Los pesos pesados intersados en Manantiales Behr

Según informó Econojournal, CGC es una de las compañías que presentaron ofertas para quedarse con Manantiales Behr. La compañía marcó un hito este año cuando informó su ingreso a Vaca Muerta luego de adquirir el 49% de Aguada del Chañar, un bloque donde YPF es operador.

Además, la empresa ya tiene presencia en la Cuenca del Golfo San Jorge gracias a la adquisición de los activos que Sinopec dejó vacantes en la zona norte de Santa Cruz. También hay que destacar las tareas exploratorias en Palermo Aike, la roca madre de la Cuenca Austral y considerada como la hermana menor de Vaca Muerta.

YPF lidera el EOR. Chubut es la principal productora de recuperación terciaria.

Tal como viene informando eolomedia, Pecom es otro de los players que apunta a quedarse con el mítico bloque de la Cuenca del Golfo San Jorge. La compañía del Grupo Perez Companc se quedó con los clústers El Trébol – Escalante y Cañadón Perdido – Campamento Central, bloques que fueron puestos a la venta en la primera ronda del Plan Andes.

Capsa también se anota en la carrera por Manantiales Behr. La compañía de capitales independientes comunicó a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que participaría en la venta del activo. Además, el gerente general de Capsa, Adolfo Storni, aseguró que la compañía tiene un plan productivo para sostener la perforación, reactivar equipos y generar sinergias con sus operaciones actuales.

La firma ya posee en su poder los bloques Diadema Argentina, Bella Vista Oeste y Pampa del Castillo sumado a sus proyectos de exploración en Vaca Muerta.

La búsqueda de incursionar en el convencional

En el radar también aparece San Martín Energía, que es la unión de una compañía de capitales nacionales y de origen en Comodoro Rivadavia y otras tres que fueron fundadas en Canadá.

“Con su enfoque en la sostenibilidad y eficiencia, la compañía busca no solo explotar sus recursos, sino también generar un impacto positivo en las comunidades locales y el medio ambiente”, subrayó la operadora mediante un comunicado.

“San Martín Energía se destaca por su innovación y capacidad para adaptarse a los desafíos del sector. Su experiencia en la operación de campos maduros en Canadá le ha permitido desarrollar técnica avanzadas y eficientes que ahora aplicará en la región. La recuperación secundaria y terciaria son fundamentales para maximizar la producción de petróleo y gas”, agregó.

Según informó el portal que dirige Nicolás Gandini, San Martín Energía presentó una oferta el año pasado cercana a los 300 millones de dólares, una cifra cercana a la que espera recaudar YPF por Manantiales Behr.

Asimismo, Rovella Carranza es una de las empresas líderes en el sector de la ingeniería y construcción a nivel nacional. Con más de 30 años de trayectoria, la compañía busca ingresar al sector energético.

PAE perforará en noviembre el primero de sus cuatro pozos shale en Cerro Dragón

Pan American Energy (PAE) comenzará a perforar en noviembre el primer pozo no convencional incluido en el plan piloto a través de una inversión superior a 40 millones de dólares y destinará más de 200 millones de dólares a la construcción de 17 proyectos de inyección de polímeros para recuperación terciaria en Cerro Dragón, de las cuales 6 serán inaugurados en los próximos 12 meses.

De esta manera, la compañía avanza con el desarrollo no convencional comprometido con una inversión inicial de más de 250 millones de dólares en la provincia.

La comitiva visitó la base de DLS en Comodoro Rivadavia donde se está acondicionando el equipo de perforación, el cual será trasladado a Cerro Dragón una vez finalizada la construcción de la locación que se está realizando en el yacimiento. La perforación se iniciará a mediados de noviembre.

Las etapas del plan piloto

La perforación con objetivo shale se realizará en dos etapas. La primera se iniciará con la perforación del pozo vertical Cerro Tortuga -x1000 de hasta 3.700 metros de profundidad para investigar un intervalo de shale de 120 metros de espesor. En esta fase se obtendrá un testigo corona de roca de más de 100 metros de longitud que permitirá tener un mejor conocimiento de las propiedades de la formación.

La información recopilada será analizada en ensayos de laboratorio por dos de los expertos internacionales más respetados del mundo en geomecánica y diseño de fracturas hidráulicas, de manera de asegurar que los resultados que se obtengan reflejen el verdadero potencial del objetivo a evaluarse. Posteriormente, se realizará el diseño de las fracturas con la utilización de simuladores de última tecnología.

La segunda etapa se realizará a partir del diagnóstico de los expertos con la información obtenida en el pozo vertical, por lo que en 2026 se prevé perforar una rama lateral de 3.000 metros saliendo del mismo pozo vertical, con 50 etapas de fractura.

PAE y su programa de recuperación terciaria

PAE también anunció un plan de recuperación terciaria a través de la construcción de 17 proyectos de inyección de polímeros. En la actualidad hay alrededor de 20 plantas de este tipo en toda la cuenca del Golfo San Jorge, – dos de ellas en PAE -, de manera que la compañía casi duplicará la cantidad actual de plantas de inyección de polímeros en la región.

La recuperación terciaria es una técnica que se aplica una vez agotadas las etapas de recuperación primaria (flujo natural y bombeo) y secundaria (inyección de agua de formación para mantener la presión), con el objetivo de movilizar el petróleo remanente atrapado en el yacimiento y maximizar su recuperación. Se estima que su factor de recobro, – cantidad de hidrocarburo que se puede producir respecto al volumen total en el reservorio -, puede mejorar hasta un 4% adicional por sobre el alcanzado con la recuperación secundaria, lo que permite contrarrestar el declino, alargar la vida útil del yacimiento y alcanzar un mayor nivel de reservas.

En los próximos 12 meses PAE inaugurará 6 de los 17 proyectos de inyección de polímeros adicionales incluidos en el plan. Estos proyectos, integrados a pozos de inyección de agua, transforman el polímero sólido en una solución lista para ser inyectada en el yacimiento con la finalidad de aumentar la viscosidad del agua y desplazar una mayor cantidad de petróleo hacia los pozos productores.

Autoridades

La visita a la base de DLS contó con la presencia del gobernador de la Provincia, Ignacio Torres; el vicegobernador Gustavo Menna, los intendentes de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili; de Rada Tilly, Mariel Peralta; el Ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce; el Secretario General del Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables del Chubut, Jorge Ávila; el Secretario General del Sindicato Petrolero Jerárquico de la Patagonia Austral, José Lludgar; el Presidente de Petrominera Chubut, Héctor Millar; el Secretario General de la UOCRA Comodoro Rivadavia, Raúl Silva; y el Secretario General del Sindicato de Camioneros de Chubut, Jorge Taboada. En representación de Pan American Energy asistieron el Vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el Vicepresidente de Relaciones Laborales, Sergio Faraudo; y el Vicepresidente de Operaciones en Golfo San Jorge, Tomás Catzman.

En este marco, el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, destacó que “este es el principio de un proyecto que tiene un potencial enorme en términos productivos para la provincia, pero también es el principio de un cambio de paradigma, de dejar de pelearnos entre nosotros y ponernos espalda con espalda a defender lo nuestro”.

Tomás Catzman, Vicepresidente de Operaciones de PAE en el Golfo San Jorge, afirmó que “con estos anuncios buscamos abrir un nuevo horizonte de inversión en la cuenca del Golfo San Jorge a través del desarrollo del no convencional y la recuperación terciaria. Basados en los aprendizajes del último pozo y aplicando las mejores prácticas recomendadas por los expertos mundiales, estamos confiados en que este nuevo pozo nos dará buenos resultados y esperamos que su perforación pueda confirmarnos un posible sweet spot”.

El plan piloto con objetivo no convencional de PAE incluye la perforación de 5 pozos. El primero de ellos fue perforado a fines del año pasado y permitió comprobar la viabilidad operativa y la existencia de shale gas. La perforación del pozo anunciado este viernes es el primero de los cuatro pozos restantes previstos en el plan comprometido con la provincia de Chubut.

Chubut baja sus regalías hasta un 5% para reactivar su producción

Chubut atraviesa una de las peores crisis en materia de hidrocarburos que recuerde su historia. La migración de empresas, la caída de producción y los telegramas de despidos se convirtieron en un combo explosivo que atenta con la paz social.

Es por eso que la provincia apuesta por un programa de baja de regalías para cambiar el duro panorama. Así lo explicó el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce, durante su participación en el Energy Forum organizado por la Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina (Amcham).

“Hay dos aspectos, uno del lado de los incentivos y otro del lado de la productividad”, introdujo Ponce ante un auditorio compuesto por referentes del sector energético. “Queremos revertir esta tendencia declinatoria o, al menos, estabilizar la curva”, sostuvo.

Según detalló, ya hay seis programas de baja de regalías en funcionamiento, que permiten mejorar la rentabilidad de proyectos que, de otro modo, no serían viables. La alícuota, que ronda el 15% para producción convencional, puede reducirse hasta el 5% en función de lo que establece la normativa vigente.

“Esto permite implementar proyectos que antes nunca se hubieran llevado a cabo”, aseguró el ministro. A diferencia de enfoques anteriores, el gobierno provincial busca ahora que estos beneficios se apliquen de forma más extensiva, especialmente en campos convencionales maduros.

El plan de Chubut

Los beneficios fiscales se otorgan sobre la producción incremental, es decir, aquella que se obtiene como resultado directo de nuevas inversiones. “Entendemos que en estos yacimientos hay que aprovechar todas las oportunidades: primaria, secundaria y terciaria”, agregó.

En este contexto, Ponce subrayó la importancia de la recuperación terciaria, que ya representa el 10% de la producción total de Chubut. Esta técnica permite recuperar el crudo que permanece en el reservorio una vez agotadas las fases primaria y secundaria, lo cual puede representar hasta el 70% del petróleo original en sitio.

“Con la recuperación primaria se obtiene un 10 a 15%, con la secundaria otro 10 o 15%. Pero al final de la vida útil de un campo todavía queda mucho petróleo en la roca. La terciaria permite barrer ese crudo residual inyectando agua con agentes especiales”, explicó.

El funcionario citó casos exitosos como los de Manantiales Behr, Diadema Argentina y Chachahuen. “Son campos que, en algunos casos con más de 100 años de historia, lograron revertir la tendencia declinante e incluso alcanzar picos históricos de producción”, afirmó.