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Shale

PAE logra una perforación récord y lleva la eficiencia al máximo en APO

Pan American Energy (PAE) alcanzó nuevos hitos en Vaca Muerta gracias al desempeño del equipo DLS-165 en Aguada Pichana Oeste (APO). La compañía perforó un pozo horizontal tipo ERD de 6.376 metros totales, y ejecutó una sección lateral de 3.170 metros en únicamente 14,19 días, sin registrar incidentes operativos. Se trata de un logro relevante para el desarrollo no convencional en la Cuenca Neuquina.

La empresa también completó un “shoe to shoe” con 4.432 metros en una sola carrera y estableció un récord de perforación diaria con 1.814 metros en 24 horas. Este resultado representa una nueva marca en Vaca Muerta y posiciona a PAE como uno de los referentes en eficiencia de perforación. Así lo informó Luciano Adriano Gilardi, Drilling Company-Man de la compañía, en su cuenta de LinkedIn.

Tecnología, optimización y seguridad en tiempo real

Los resultados obtenidos en APO se apoyaron en pilares operativos claves que la compañía viene profundizando. Entre ellos se destaca el enfoque Safety First, que prioriza el máximo estándar de seguridad operacional, sostenido en la ejecución sin incidentes registrados.

Además, la operación contó con la implementación de la sala WOC (Well Optimization Center), una herramienta estratégica que permite el seguimiento minuto a minuto en tiempo real. Este sistema facilitó la identificación de oportunidades de mejora, la optimización de parámetros y la aplicación inmediata de lecciones aprendidas en los mejores pozos del bloque.

La integración de nuevas tecnologías también fue fundamental para este salto de eficiencia. La compañía incorporó herramientas direccionales como el AutoDownlinker, que garantiza mayor precisión y velocidad en la perforación.

Otra clave fue la coordinación logística, ya que la operación se desarrolló con dos rigs en el mismo pad de pozos, lo que exigió una gestión articulada y fluida entre los distintos equipos involucrados.

Una operación que impulsa la mejora continua en Vaca Muerta

La reducción del flat time y del NPT (tiempos improductivos) permitió consolidar una operación más rápida, segura y competitiva. Estos indicadores confirman el avance sostenido que PAE viene impulsando en el segmento no convencional y reflejan un proceso de aprendizaje constante en campo.

Gilardi, uno de los líderes del proyecto, destacó el trabajo de Drilling Neuquén y felicitó a todos los profesionales que participaron directa o indirectamente en el logro. Subrayó el profesionalismo, la dedicación y el compromiso del equipo para alcanzar resultados que marcan una diferencia en la operación.

El desafío ahora es continuar elevando la vara y avanzar hacia nuevos niveles de productividad en Vaca Muerta, donde PAE ya demostró que la eficiencia, la tecnología y la mejora continua pueden ir de la mano para acelerar el desarrollo energético del país.

Nuevo salto en Vaca Muerta: las fracturas subieron 10% en octubre

La actividad en el shale argentino mantuvo su ritmo ascendente y octubre se consolidó como uno de los meses más fuertes del año. Las operadoras continúan apostando a Vaca Muerta con proyectos que apuntan a fortalecer la producción y a abrir el camino exportador mediante nuevas obras de infraestructura.

Según el informe mensual elaborado por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, en octubre se realizaron 2.020 etapas de fractura, un incremento del 10% respecto de septiembre.

Un 2025 con altos niveles de actividad en Vaca Muerta

El acumulado mensual del fracking refleja la consolidación del shale. En enero se registraron 1.761 etapas; en febrero, 1.978; en marzo, 1.960; y en abril se logró uno de los mejores resultados del año con 2.214 punciones.

Mayo marcó el máximo histórico, con 2.588 operaciones. Junio cerró con 1.968, julio con 1.793 y agosto recuperó impulso al llegar a 2.163 etapas. Septiembre se mantuvo sólido con 1.831 operaciones.

El dato de octubre confirma la tendencia ascendente y la proyección para un cierre de año con niveles operativos elevados.

YPF, la operadora que más fracturó

El relevamiento también muestra el reparto por compañías. YPF lideró cómodamente la actividad, con 1.045 punciones, lo que representa el 51% del total. El crecimiento del shale es clave para la estrategia de la compañía hacia una mayor eficiencia y competitividad exportadora.

Pluspetrol quedó en segundo lugar, con 374 etapas de fractura. La empresa operó tanto en La Calera como en los bloques adquiridos a ExxonMobil en Bajo del Choique–La Invernada: 212 y 162 punciones, respectivamente.

El tercer puesto fue para Vista Energy, con 228 operaciones en sus proyectos Bajada del Palo Oeste y Este. Muy cerca se ubicó Tecpetrol, con 225 fracturas concentradas en Los Toldos Este 2, en la ventana petrolera.

Pampa Energía aportó 135 punciones en Sierra Chata. La lista se completa con Phoenix Global Resources, con 9 operaciones, y Shell, con 4.

El fracking: un mercado con nuevo liderazgo

En el segmento de servicios petroleros también hubo movimientos destacados. Tal como viene observándose en los últimos meses, SLB se mantuvo como el principal proveedor del fracking de Vaca Muerta, desplazando a Halliburton de la primera posición histórica.

SLB completó 860 fracturas, mientras que Halliburton alcanzó 714 operaciones. Entre ambas compañías representaron el 78% del total de etapas realizadas durante octubre.

En tercer lugar se ubicó Tenaris, con 234 punciones, seguida por Servicios Petroleros Integrados (SPI) —empresa creada por Pluspetrol tras la adquisición de las operaciones de Weatherford— con 212 fracturas.

Neuquén y GásBra avanzan en un acuerdo para exportar gas de Vaca Muerta a Brasil

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, encabezó este miércoles en Río de Janeiro la firma de una Declaración Conjunta de Entendimiento entre el Ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén y el Consorcio GásBra SA.

Forma parte de un proyecto integral que impulsa la provincia para exportar gas natural de Vaca Muerta hacia el mercado brasileño.

La delegación neuquina se encuentra en Brasil para participar de la Offshore Technology Conference (OTC), que se desarrolla del 28 al 30 de octubre. De la actividad participó el ministro jefe de Gabinete, Juan Luis “Pepé” Ousset; el ministro de Energía, Gustavo Medele; la secretaria de Ambiente y Recursos Naturales, Leticia Esteves; y el intendente de Neuquén, Mariano Gaido.

Según el documento firmado, las partes acordaron cooperar en el diseño de un proyecto orientado al aprovechamiento sostenible de los recursos gasíferos neuquinos y a la integración de la infraestructura energética regional.

El entendimiento busca establecer mecanismos de producción, transporte y comercialización que consoliden una relación de largo plazo entre productores y consumidores de gas natural.

Figueroa había anticipado que su propósito en este viaje era avanzar en acuerdos energéticos y su deseo de que el gas neuquino sea una fuente estratégica de abastecimiento para dicho país.

Según la Transportadora de Gas del Norte (TGN), el potencial de Vaca Muerta podría cubrir una demanda de entre 45 y 50 millones de metros cúbicos diarios en el mercado brasileño, especialmente en el polo industrial de San Pablo.

El acuerdo, de carácter no vinculante, establece además el compromiso de promover la inversión, la transferencia tecnológica y la cooperación industrial, bajo principios de transparencia, equidad y sostenibilidad ambiental.

 

Neuquén y las rutas disponibles para llegar a Brasil

La alternativa más utilizada en esta primera fase es la ruta boliviana, que aprovecha la infraestructura existente y permite una operación rápida sin grandes obras adicionales. El gas argentino llega a la frontera a través del norte del país y luego se conecta con Gasbol para abastecer ciudades como Corumbá.

Sin embargo, Bolivia presenta riesgos regulatorios y políticos que generan incertidumbre sobre los costos y la seguridad jurídica del tránsito. Empresas argentinas han planteado reparos frente a tarifas originalmente consideradas elevadas y que aún están en negociación.

Otra opción en evaluación es el paso por Paraguay, que impulsa activamente un proyecto de conexión con Brasil. El país sostiene que podría desarrollar demanda propia, aunque por ahora se considera limitada.

Uruguay, conectado por infraestructura subfluvial con Argentina, también aparece como alternativa, pero sin gran interés ni consumo relevante, por lo que se lo considera un camino menos probable.

Finalmente, la ruta conocida como Uruguayana evitaría un tercer país y permitiría un corredor directo entre Argentina y Brasil. Requiere la construcción de un gasoducto hasta Porto Alegre estimado en poco más de USD 1.000 millones, pero es el trazado preferido por las autoridades brasileñas por su menor exposición a riesgos intermedios y por abastecer una zona con importante generación termoeléctrica.

En todos los escenarios, los actores del sector sostienen que el costo total —incluyendo transporte— no debería superar los USD 5 por MMBTU para garantizar competitividad, mientras que el precio en boca de pozo no debería exceder los USD 2,5 en Neuquén.

 

Qué exige Brasil para consolidar el abastecimiento

Durante el CAMBRAS Business Day, autoridades y empresas brasileñas remarcaron que la integración “no será fácil ni automática” y requiere contratos de largo plazo, precios competitivos y seguridad de suministro.

Desde Transportadora de Gas del Norte explicaron que la infraestructura de gasoductos solo se justifica con compromisos a 15 o 20 años. También señalaron beneficios adicionales para la Argentina, como reducir costos internos de abastecimiento en regiones del norte y centro del país.

Para el caso específico de Brasil, TotalEnergies remarcó que se debe apuntar a un precio final de USD 7 por MMBTU en el mercado industrial brasileño, lo que implica optimizar tarifas y eficiencia logística.

Autoridades del Ministerio de Minas y Energía de Brasil insistieron en una “convergencia regulatoria” y la necesidad de reglas claras para dar previsibilidad a inversores. También destacaron el trabajo bilateral que involucra a Uruguay, Paraguay, Bolivia y Chile para definir la mejor salida hacia el mercado brasileño.

A eso se suma otra vía complementaria: la exportación de GNL desde Argentina por barco, una alternativa que permitiría flexibilidad frente a la variabilidad hidrológica del sistema eléctrico brasileño.

YPF logró una reducción del 25% en los tiempos de construcción de pozos

YPF logró reducir en un 25% los tiempos de construcción de pozos, desde la preparación del terreno hasta la apertura de la primera válvula. Este avance es fruto del proyecto Toyota Well, una alianza estratégica con la automotriz japonesa que aplica el sistema de producción TPS (Toyota Production System) al desarrollo de pozos petroleros.

“Este resultado demuestra que la innovación aplicada con disciplina transforma la industria. Toyota Well nos permite producir más, mejor y más rápido”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

El proyecto, que comenzó como una prueba piloto, hoy se implementa a escala completa, con más de siete vicepresidencias involucradas y más de 250 personas trabajando en equipos integrados junto a contratistas.

“Toyota Well es una transformación cultural para YPF y para nuestros proveedores. Estamos cambiando la forma en que trabajamos, construyendo relaciones más colaborativas y eficientes”, expresó Micaela Julieta Cecchini, referente del proyecto.

Impactos

Como parte del Toyota Well, por ejemplo, YPF consiguió una reducción récord del 71% en los tiempos en la puesta en marcha de los pozos, pasando de 10 días en promedio a enganchar 4 pozos en menos de un día. Se trata de tiempos sin precedentes en Argentina.

El Real Time Intelligence Center (RTIC) ha sido un componente esencial del proyecto, aportando visibilidad operativa en tiempo real, análisis de datos y soporte técnico para la toma de decisiones ágiles. Su contribución permitió integrar tecnología y conocimiento en campo, acelerando la transformación operativa.

Este resultado representa un paso clave dentro del Plan 4×4, la hoja de ruta estratégica de YPF. La reducción de tiempos operativos permite escalar con mayor velocidad, manteniendo la calidad y reduciendo costos, lo que fortalece la competitividad de la compañía en el mercado energético.

Otro récord de YPF

Tal como informó eolomedia, 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.

La extracción de arenas para Vaca Muerta aumentó un 3%

La cadena de provisión para la actividad de Vaca Muerta volvió a mostrar un papel central en el desempeño minero de agosto. Según el Índice de Producción Industrial Minero (IPI minero) del INDEC, la extracción de arenas, canto rodado y triturados pétreos registró una suba de 3,3% interanual, mientras que en el acumulado enero-agosto alcanzó un incremento de 14,1% respecto del mismo período de 2024.

Este segmento es clave para la industria energética porque provee insumos esenciales para la estimulación hidráulica en los pozos no convencionales, donde las arenas de fractura constituyen un insumo estratégico. Si bien el relieve nacional muestra variaciones geológicas y logísticas significativas, los desarrollos asociados a Vaca Muerta explican buena parte del movimiento en este rubro

La demanda de arenas acompaña la dinámica del shale

La extracción de arena común para construcción registró un salto interanual del 44,8%, reflejando no solo el movimiento energético, sino también un repunte de obras asociadas a infraestructura industrial, rutas y montaje dentro del propio clúster neuquino.

En cambio, las arenas industriales y gravas silíceas mostraron una contracción de -16,9% interanual, lo que señala que el crecimiento no fue homogéneo dentro de la categoría. Las arenas de fractura, específicas para el shale, presentaron una baja de -3,8% interanual, aunque el acumulado del año se mantiene positivo, con un aumento de 12%.

El comportamiento mensual puede explicarse por la variación en los ritmos de perforación y completación de pozos, que suele ajustarse en función de precios internacionales, disponibilidad de equipos y estrategias de desarrollo por ventana geológica.

Más presión sobre la logística y los costos

La provisión de arenas para fractura tiene una particularidad estructural: depende tanto de la producción minera como del transporte, ya que estos materiales deben ser trasladados en grandes volúmenes desde las regiones productoras hacia Neuquén.

En los últimos años, una parte de la industria avanzó en plantas de procesamiento y clasificación dentro del propio territorio neuquino y en provincias como Río Negro, lo que permitió reducir costos logísticos frente al esquema tradicional basado en arena importada.

Sin embargo, la capacidad instalada aún se encuentra en expansión y el crecimiento del shale sigue presionando la infraestructura. Las inversiones en trenes, rutas y centros de transferencia son determinantes para evitar cuellos de botella en la provisión.

Un aporte decisivo al desempeño minero general

Mientras las arenas vinculadas al shale muestran dinamismo, el resto del panorama minero exhibe comportamientos dispares. El IPI minero general aumentó 4,4% interanual en agosto y acumula una mejora del 3,5% en lo que va del año.

La extracción de petróleo crudo creció 15,2% interanual, impulsada por la expansión del no convencional. El gas natural, en cambio, tuvo un incremento más moderado del 3,6%.

Entre los minerales metalíferos, la producción mostró un avance del 5,7%, principalmente explicado por oro y plata. Sin embargo, la extracción de carbón y turba se desplomó 54,6%, y los servicios de apoyo para la extracción de petróleo y gas cayeron 17,2%, lo que marca puntos de tensión dentro de la cadena de servicios energéticos.

El segmento de minerales para la fabricación de productos químicos, donde está incluido el litio, registró un crecimiento notable del 44,7%, con el carbonato de litio aumentando 49,3% interanual. Aunque se trata de dinámicas distintas, el litio y las arenas para fractura comparten un rasgo: son insumos estratégicos para industrias en expansión, tanto la transición energética como la producción de shale.

Qué dijo Galuccio sobre el impacto de las elecciones en las operaciones de Vista

La discusión sobre el impacto político en la industria energética argentina volvió al centro de la escena con las elecciones de medio término. En ese contexto, Vista Energy, uno de los principales productores de shale oil en Vaca Muerta, fue consultada por inversores sobre cómo la coyuntura podría influir en su estrategia. Miguel Galuccio, fundador, presidente y CEO de la compañía, dejó un mensaje claro: el plan de crecimiento no cambia.

La pregunta surgió durante una sesión con analistas, cuando Michael Furrow, de Pickering Energy Partners, pidió conocer la visión de la empresa sobre los posibles efectos políticos. El ejecutivo remarcó que Vaca Muerta es un recurso estratégico para el país y consultó si el resultado electoral podría modificar las operaciones de Vista en el corto y mediano plazo.

“Las elecciones no cambian nuestro plan”

Galuccio comenzó su respuesta subrayando que la compañía ha atravesado diversos ciclos políticos sin alterar su rumbo. “Hemos estado creciendo Vista desde cero hasta donde estamos hoy, participando en cuatro administraciones diferentes”, dijo. Recordó además que buena parte del equipo directivo regresó al país en 2012 con una mirada de largo plazo sobre el desarrollo energético.

El CEO destacó que Vista contribuyó a transformar a la Argentina en un exportador neto estructural de hidrocarburos, lo que refuerza su rol en la economía. Según sostuvo, el hecho de realizar su Día del Inversor apenas dos semanas después de las elecciones es una señal de la confianza en la solidez del negocio. “Nuestro modelo de negocio es sólido, está dolarizado y estamos aumentando la cantidad de ventas al mercado de exportación”, afirmó.

Galuccio también resaltó que la compañía cuenta con financiamiento asegurado para sostener su plan de expansión y que no enfrenta vencimientos financieros significativos en los próximos años. Además, aseguró que los servicios clave para la actividad —como perforación, terminaciones y disponibilidad de equipos de fractura— están garantizados mediante contratos flexibles.

“Las elecciones pueden afectar la percepción del país, pero no afectan a Vaca Muerta ni nuestra capacidad de seguir ejecutando nuestro plan”, concluyó.

CapEx para mantener y expandir la producción

Otro punto relevante de la conversación giró en torno al nivel de inversión necesario para sostener la producción actual. Tasso Vasconcellos, de UBS, consultó sobre el CapEx requerido para mantener estable la producción y cómo variaría a medida que Vista escala su volumen operativo.

Galuccio explicó que, tomando como referencia una producción de 100.000 barriles equivalentes por día, el CapEx anual para mantener niveles constantes rondaría los 700 millones de dólares. Esa inversión implicaría perforar entre 50 y 55 pozos por año. “Si estamos en un rango de 130.000 a 150.000 barriles diarios, deberíamos considerar un CapEx cercano a los 800 millones, con un número de pozos entre 55 y 60”, detalló.

El ejecutivo aclaró que esos valores pueden variar en función de la eficiencia operativa, el contexto de precios y las condiciones de la cadena de servicios. Sin embargo, remarcó que la compañía ya incorporó estos escenarios en sus modelos internos.

GeoPark apuesta fuerte por el shale y apunta a costos récord en Vaca Muerta

GeoPark ratificó su compromiso con Vaca Muerta, donde prevé iniciar una etapa de desarrollo intensivo entre 2026 y 2028. La petrolera destinará inversiones anuales de entre 240 y 250 millones de dólares para consolidar su posición como operador relevante en la formación shale argentina.

El plan contempla un crecimiento gradual del CAPEX, que pasará de 60-70 millones de dólares en 2026 a niveles superiores a 200 millones anuales cuando comience el desarrollo pleno de los bloques Puesto Silva Oeste y Loma Jarillosa Este.

Durante la charla con inversores, los ejecutivos destacaron que el desarrollo en Argentina será uno de los pilares que permitirá duplicar el tamaño de GeoPark hacia 2030. El CEO, Felipe Bayón, subrayó que la operación local “se convirtió en un ejemplo de ejecución rápida y disciplinada”, recordando que el cierre de la adquisición se completó en apenas 21 días.

La compañía busca aprovechar la calidad geológica de Puesto Silva Oeste, donde prevé altos factores de recuperación y potencial de upside por la dureza y composición de la roca. Según los técnicos, las condiciones del área podrían permitir resultados productivos superiores al promedio de otros bloques shale.

La meta de GeoPark

GeoPark informó que el OPEX actual en Vaca Muerta ronda los 25 dólares por barril, pero su objetivo es llevarlo a entre 6 y 7 dólares mediante optimización logística y construcción de infraestructura propia.

Los costos por pozo se ubican entre 13 y 15,5 millones de dólares, aunque la compañía espera reducirlos con la curva de aprendizaje y el uso de equipos más modernos.

“Conectando nuestra producción a instalaciones existentes y luego a nuestras propias plantas, podremos bajar significativamente los costos”, explicó Jaime Caballero, Chief Financial Officer de la compañía.

El plan también incluye financiamiento en el mercado argentino, donde GeoPark ya cuenta con autorización de la Comisión Nacional de Valores para colocar deuda por hasta 500 millones de dólares. Según la empresa, las tasas locales  resultan más competitivas que las internacionales, lo que refuerza la viabilidad financiera del proyecto.

Argentina como laboratorio de desarrollo

Los directivos señalaron que la experiencia obtenida en el shale argentino servirá como modelo para futuras oportunidades no convencionales en Colombia, si el próximo gobierno habilita el desarrollo de fracking.

“Vaca Muerta nos está permitiendo fortalecer nuestras capacidades técnicas, formar equipos y preparar a la compañía para el futuro de los no convencionales en la región”, destacaron.

Con una curva de inversión ascendente, la compañía espera que los proyectos argentinos comiencen a aportar volúmenes significativos hacia 2027, y que en 2028 ya estén contribuyendo de forma estable al flujo operativo consolidado.

GeoPark prevé que, una vez estabilizada la producción, el CAPEX anual se mantenga en torno a 220 millones de dólares, con márgenes positivos y generación de caja libre.

GeoPark apunta a duplicar su valor con un plan de inversión récord en Latinoamérica

GeoPark presentó ante inversores su hoja de ruta para los próximos cinco años, que prevé una inversión de entre 500 y 600 millones de dólares. La compañía busca duplicar su tamaño en América Latina mediante eficiencia operativa, disciplina financiera y el desarrollo simultáneo de proyectos en Colombia y Argentina.

El plan fue detallado por los principales directivos durante una conferencia con analistas internacionales, donde destacaron la fortaleza del portafolio y la flexibilidad de financiamiento para sostener el crecimiento.

El CEO, Felipe Bayón, explicó que el objetivo de GeoPark es consolidarse como una compañía más eficiente, rentable y con menor exposición geográfica. En ese marco, el foco estará centrado en Colombia y Argentina, luego de la venta de activos en Ecuador y la reducción de su presencia en otros mercados.

En Colombia, la empresa destinará entre 110 y 140 millones de dólares anuales al desarrollo de los campos Llanos 34 y CPO-5, donde proyecta mantener la producción estable y con altos márgenes. En Argentina, el gasto de capital se incrementará de 70 millones de dólares en 2026 a 250 millones de dólares anuales en 2027 y 2028, impulsado por los desarrollos en Vaca Muerta.

GeoPark: eficiencia operativa y tecnología

La compañía destacó los resultados obtenidos en reducción de declinaciones naturales de sus campos. En Llanos 34, la tasa de declino pasó de 23% a 14% en un año, con una proyección de alcanzar el 10% en 2026 gracias a la inyección de agua, polímeros y técnicas de perforación optimizadas.

GeoPark también informó que está utilizando modelado 3D y herramientas de inteligencia artificial para mejorar la localización de pozos, analizar la geología y optimizar inversiones. Estas tecnologías, según la empresa, permitieron reducir un 30% los costos de perforación y extender la vida útil de los pozos maduros.

En términos de costos, la compañía informó break-even de 45 dólares por barril en Colombia y 55 dólares en Argentina, valores que considera competitivos frente a los precios internacionales actuales.

Financiamiento y disciplina de capital

GeoPark aseguró que cuenta con un “toolkit financiero flexible” para sostener el crecimiento. Entre las alternativas, destacan emisiones locales de deuda en Argentina por hasta 500 millones de dólares, líneas de crédito por 100 millones y prepagos de crudo como el implementado en Colombia con BP.

La empresa prevé mantener sus dividendos trimestrales de 1,5 millones de dólares hasta mediados de 2026, cuando planea suspenderlos temporalmente para reinvertir en expansión.

Felipe Bayón destacó que GeoPark está en una posición sólida para afrontar escenarios volátiles en precios o cambios políticos. “Queremos mantenernos enfocados, disciplinados y cumplir las promesas. El crecimiento debe basarse en la rentabilidad de los activos y no en proyecciones”, afirmó.

El plan prevé que hacia 2030 la producción y el valor de la compañía se dupliquen, apalancados en la consolidación de su operación en Colombia y el desarrollo a escala en Vaca Muerta.

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.

Vaca Muerta superaría las 28 mil etapas de fractura en 2026

Para tomar dimensión de la actividad que diagraman las operadoras en Vaca Muerta para el 2026 es necesario conocer las proyecciones sobre las etapas de fracturas. Las punciones son la mejor manera de conocer la actividad operativa de los yacimientos no convencionales.

Según el relevamiento que realizó Fundación Contactos Petroleros, que lidera Luciano Fucello, se estipula que para el 2025, las compañías alcanzarían las 28 mil etapas de fractura, lo que significaría un incremento interanual del 22%.

Hay que recordar que la Fundación también proyectó que este año se llegaría a las 24 mil etapas de fractura en la roca madre y, tal como informó eolomedia, hasta septiembre ya habían pasado la barrera de las 18 mil operaciones.

Los números de 2025 van según lo estimado y en solo nueve meses se superaron el total de punciones registradas en 2024, que se situaron en 17.814 fracturas.

Los líderes del fracking

En el estudio de mercado que realizó la Fundación se destaca que YPF continuará liderando ampliamente las operaciones en Vaca Muerta. La empresa de mayoría estatal llegaría a las 13.600 operaciones, lo que explicaría el 48,5% de las punciones en la roca madre.

En segundo lugar se ubicaría Vista Energy. La compañía liderada por Miguel Galuccio seguirá marcando el pulso del shale con 3.100 fracturas.

El podio sería cerrado por Pluspetrol. La compañía sumaría 2.500 fracturas en Vaca Muerta. La compañía dividirá sus operaciones en dos entidades diferentes: Pluspetrol se denominará para sus tareas en La Calera y Pluspetrol Cuenca Neuquina corresponde a los activos que le compraron ExxonMobil (Bajo del Choique – La Invernada). En la primera se esperan 800 fracturas mientras que la segunda se incrementará a 1.700 punciones.

Detrás se ubicaría Tecpetrol. La compañía del Grupo Techint se anotaría con 2.400 operaciones en el shale.

El mapa de Vaca Muerta

Según el reporte, hay un grupo de tres compañías que superarían las mil etapas de fractura en Vaca Muerta. Pampa Energía alcanzaría las 1.600 punciones, Shell se anotaría con 1.500 punciones y Pan American Energy (PAE) llegaría a las 1.300 operaciones.

Phoenix Global Resources, Chevron y Capex no lograrían superar la barrera de las mil punciones, pero eso no quita merito a sus planes en el no convencional. Phoenix tendría planeado completar 840 fracturas, Chevron llegaría a las 600 y Capex sumaría 200 operaciones.

Además, el reporte estipula que tanto Geopark, como Tango Energy (exAconcagua Energía) y Fluxus no informaron sobre sus tareas en la roca madre. Geopark y Fluxux llegaron este año a Vaca Muerta y se espera por su desenlace en los próximos meses, mientras que Tango Energy reestructura su modelo de negocio enfocado en el shale.