PAE busca extender las fronteras de Vaca Muerta

Mediante el decreto publicado en el Boletín Oficial, el Gobierno de Río Negro avaló la propuesta de iniciativa privada presentada por Pan American Energy (PAE), que apunta a la exploración con fines no convencionales en el área Cinco Saltos Sur, con el objetivo de perforar un pozo de al menos 3000 metros de profundidad y una rama horizontal de 2000 metros en el primer período exploratorio.

La empresa propuso una inversión inicial de 1700 Unidades de Trabajo (UT), equivalentes a 8,5 millones de dólares, a ejecutarse en los primeros tres años. El plan contempla una primera etapa de tareas preliminares, perforación durante la segunda etapa, y evaluación técnica y económica en la tercera. En caso de resultados positivos, se prevé un desarrollo con hasta 147 pozos horizontales.

La secretaria de Hidrocarburos de Río Negro, Mariela Moya, destacó: “Esta aprobación es parte de una política sostenida para potenciar el desarrollo de Vaca Muerta en territorio rionegrino. Nos permite avanzar en nuevas áreas que hasta ahora no habían sido consideradas en proyectos exploratorios”.

Características del proyecto de PAE

El bloque Cinco Saltos Sur abarca unos 252 km² e incluye parte del Lago Pellegrini. Históricamente, la única perforación registrada data de 1979. A partir de la información geológica y los antecedentes técnicos de proyectos vecinos como Mata Mora y los permisos ya otorgados en Confluencia Norte, Sur y Cinco Saltos Norte, el área fue considerada como de alto interés para la provincia.

Se estableció que la futura permisionaria deberá cumplir con estrictos requisitos ambientales y de protección hídrica, establecidos por la Secretaría de Ambiente y el Departamento Provincial de Aguas, incluyendo estudios de riesgo hídrico, sensibilidad ambiental y planes de contingencia.

El decreto autoriza el llamado a Concurso Público Nacional e Internacional Nº 01/25 y otorga a Pan American Energy el derecho de preferencia, en caso de que iguale la mejor oferta durante la licitación.

“Con esta iniciativa estamos ampliando la frontera de exploración de hidrocarburos no convencionales en Río Negro, siguiendo criterios técnicos y ambientales sólidos”, concluyó Moya. El llamado a licitación se concretará en las próximas semanas.

Phoenix comenzó a producir shale oil en Río Negro.

Otros proyectos en Río Negro

La exploración de la lengua rionegrina de Vaca Muerta también cuenta con otros actores como Phoenix Global Resources (PGR) y Capex.

El plan de inversiones de Phoenix incluye la incorporación de un segundo equipo de perforación, ya contratado, para comenzar a operar en enero de 2026 y la ya iniciada obra de construcción de una planta de procesamiento de crudo (CPF) con capacidad de tratamiento de 40 kbbl/d que se pondrá en marcha en mayo de 2026.

Phoenix lleva invertidos más de 750 MMUSD en Vaca Muerta en sus activos no convencionales. Mata Mora Norte, su yacimiento insignia, proyecta un plateau de 40.000 bbl/d y con Confluencia Norte y Sur, las áreas recientemente puestas en producción en Río Negro a través del primer proyecto exploratorio de Vaca Muerta en la provincia, la compañía proyecta 70.000 bbl/d, con un inventario de 500 pozos por desarrollar.

Por su parte, Capex explora el potencial del bloque Cinco Saltos Norte. El acuerdo, ratificado con el Gobierno de Río Negro, habilita formalmente a la empresa a iniciar la etapa exploratoria por un período de tres años.

El compromiso de inversión asciende a 6,85 millones de dólares, a ejecutarse en los dos primeros años. Como parte de las obligaciones iniciales, Capex ya presentó la póliza de caución y abonó el 5% del total comprometido como aporte para obras de infraestructura en la provincia.

El cronograma de trabajo prevé, para el tercer cuatrimestre de 2025, el reprocesamiento sísmico 3D sobre 267,2 km², mejorando la calidad interpretativa del subsuelo gracias a nuevas tecnologías. En 2026 está prevista la perforación de un pozo exploratorio de 2.700 metros de profundidad, con una rama horizontal de 1.500 metros.

Cómo logró Vista reducir un 10% sus costos en Vaca Muerta

Vista Energy es el mayor productor independiente de petróleo y el mayor exportador de petróleo de Argentina. Conseguir ese lugar significó años de trabajo y esfuerzo en cada uno de sus proyectos.

La compañía sigue firme en hacer cada vez más rentable su actividad en Vaca Muerta. En convesación con los inversores, Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista Energy, detalló los tres pilares que componen la estrategia de la compañía para reducir significativamente sus costos operativos en el shale.

La iniciativa, según explicó, ya permitió bajar el costo de perforación y terminación por pozo de 14,2 millones a 12,8 millones de dólares, una reducción del 10% que esperan profundizar en el corto, mediano y largo plazo.

El eje principal de Vista

Galuccio señaló que el primer motor de ahorro es la tecnología y la innovación, donde Vista ha adoptado herramientas y técnicas que incrementan la eficiencia en cada etapa del desarrollo no convencional. Uno de los avances clave fue la implementación del uso de arena húmeda, una tecnología que comenzó como prueba piloto en 2023 y hoy se utiliza en toda la operación de la compañía. “Eso traerá mucho ahorro, ahorro inmediato y ahorros futuros”, afirmó.

Otro avance se logró en la perforación de curvas. Vista introdujo una tecnología que mejora la eficiencia al alternar entre motores de fondo y sistemas de rotación direccional. Esta metodología ha permitido ahorrar hasta 16 horas por pozo, al reducir la necesidad de intervención manual durante la navegación por la sección horizontal.

Además, la firma mejoró su sistema de monitoreo remoto en tiempo real, lo que les permite ajustar el tamaño de los fracturamientos hidráulicos (fracs) directamente desde su centro de operaciones. Según explicó Galuccio, esta capacidad ayuda a evitar fracs de pista y permite un uso más eficiente de los recursos.

Vista Energy rescató ONs.

Negociaciones clave en insumos

El segundo pilar que impulsa la reducción de costos está vinculado a la negociación específica de insumos y servicios, como gasolina, gasoil, transferencia de agua y fluidos de perforación. “Estamos revisando rubro por rubro y cerrando acuerdos más eficientes”, indicó el CEO, sin brindar cifras puntuales, pero con la expectativa de mantener un sendero de reducción sostenida.

El tercer eje es la revisión del esquema contractual que Vista emplea desde su creación. “Durante seis años fuimos muy consistentes con una estrategia de integración. Hoy, esa integración ya no aporta el valor necesario para sostener la baja de costos”, señaló Galuccio.

En respuesta, la compañía decidió desagregar los servicios de perforación que antes estaban integrados, y firmar contratos individuales para cada prestación. Esta medida, según explicó, permitió a Vista adaptarse mejor a la realidad del mercado y obtener mayores ahorros frente a un escenario donde, a diferencia de Estados Unidos, los precios del servicio no bajaron al mismo ritmo que el barril.

“En contextos volátiles como los que vivimos, tuvimos que revisar todo el sistema. Hicimos otros cambios también, que me tomarían demasiado tiempo explicar, pero en conjunto logramos reducir nuestro costo total por pozo de 14,2 millones a 12,8 millones de dólares”, sintetizó.

Perspectivas

Durante el diálogo, Galuccio también destacó que los costos actuales de Vista en La Amarga Chica son comparables a los obtenidos por la estatal en esa misma zona y en Bajada del Palo Oeste, donde Vista concentra gran parte de su producción.

Además, adelantó que aún quedan márgenes para seguir bajando los costos unitarios. “No todo tiene que ver con los contratos. Hay mucho valor por capturar a partir de la tecnología y la innovación que estamos implementando”, subrayó.

La actividad en Vaca Muerta baja por segundo mes consecutivo

Los números del fracking de Vaca Muerta arrojaron un dato ambiguo en julio. Por un lado, la actividad bajó con respecto a junio y, por otro lado, el promedio general se encuentra de acuerdo a lo proyectado por las operadoras para este año.

Según el informe de Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, Vaca Muerta contabilizó 1.793 etapas de fractura en el segmento shale y es el segundo registro más bajo de lo que va del año. La baja es del 9% con respecto a junio y el piso del 2025 es de 1.769 en enero.

En el cierre del segundo semestre, las operadoras registraron 1.968 punciones, luego del récord histórico de mayo con 2.588.

El informe del también presidente de la Fundación Contactos Petroleros también subrayó que el dato se julio se encuentra por encima en el comparativo interanual, ya que en el mismo mes del 2024 se habían registrado 1.485.

Además, los registros marcan que el promedio general se encuentra de acuerdo a lo proyectado para el año, con unas 2038 mensuales en lo que va del 2025.

Los números de Vaca Muerta

En lo que respecta a las operadoras, YPF sigue liderando la tarea en el shale. La empresa de mayoría estatal completó 1.104 punciones en sus bloques, lo que significa el 61% del total de la actividad.

En segundo lugar, se ubicó Vista Energy. La compañía liderada por Miguel Galuccio realizó 217 etapas de fractura. Mientras que el podio fue completado por Chevron con 163 operaciones.

El registro fue completado por Shell con 141 fracturas, Pan American Energy (PAE) con 116 punciones y Pluspetrol con 52 operaciones.

En cuanto a las empresas de servicios, Halliburton y SLB siguen disputándose las tareas en el no convencional. Los trabajadores de mameluco rojo realizaron 782 etapas de fractura, distribuidas entre 478 de YPF, 163 de Chevron y 141 de Shell. Mientras que su competidor completó 755 operaciones, repartidas entre 538 de YPF y 217 de Vista.

Detrás se ubicó Calfrac con 204 punciones de las cuales 116 fueron de PAE y 88 fueron de YPF. El registro fue cerrado por SPI con 52 etapas de fracturas y todas fueron para Pluspetrol.

YPF lanza nueva licitación del Proyecto Andes y acelera su salida del convencional

YPF puso en marcha una segunda ronda de licitación en el marco del Proyecto Andes, la iniciativa mediante la cual busca reorganizar su portafolio de áreas maduras para enfocar todos sus esfuerzos en Vaca Muerta. En esta nueva instancia, la compañía ofrece 16 bloques convencionales —operados y no operados— agrupados en seis clústeres distribuidos en distintas provincias productoras del país.

La operación está liderada por el Banco Santander y forma parte del proceso de desinversión en yacimientos de baja productividad, altos costos operativos y escasa proyección. Las áreas que forman parte de esta ronda están ubicadas en Salta (NOA), Mendoza (Chachahuen y Malargüe), Río Negro (Agua Salada), Chubut (Manantiales Behr) y en la región de Mendoza/La Pampa (MZA No Operado).

Este nuevo lanzamiento ocurre luego de que YPF concretara, en la primera fase del Proyecto Andes, la venta de 28 activos distribuidos en Neuquén, Mendoza, Río Negro y Chubut. En paralelo, la compañía también avanzó en la reversión de 11 áreas a distintas provincias, entre ellas Santa Cruz —donde firmó un acuerdo con Formicruz por 10 concesiones— y Chubut, con la cesión del área Restinga Alí. También mantiene negociaciones en curso con Tierra del Fuego para replicar este esquema.

La estrategia responde al giro estructural que YPF definió a partir del Plan 4×4, con el cual aspira a cuadruplicar su valor de mercado en apenas cuatro años. El plan incluye una fuerte concentración de recursos en el desarrollo del shale neuquino desde 2026. Para entonces, la empresa prevé volcar inversiones equivalentes a las que hoy destinan las grandes petroleras globales en proyectos de clase mundial.

Con este objetivo, la petrolera viene ejecutando una salida ordenada de campos convencionales, que ya generó un fuerte interés en el sector. En la primera ronda del Proyecto Andes, más de 30 empresas nacionales e internacionales presentaron más de 60 ofertas para quedarse con los activos disponibles.

El pasivo ambiental en Chubut es un tema de agenda.

Entre los adjudicatarios más destacados, TSB —firma vinculada al piloto Claudio Urcera— y Quintana Energy —de Carlos Gilardone— adquirieron dos bloques clave: Estación Fernández Oro (EFO) en Río Negro y el clúster Mendoza Sur, que concentra seis áreas productoras. En conjunto, esas regiones aportan más de 2.000 barriles diarios de crudo y casi un millón de metros cúbicos de gas.

Otro actor que ganó terreno fue Bentia Energy, fundada por el exministro de Energía Javier Iguacel, en sociedad con la firma neuquina Sima. Juntas se quedaron con el clúster Neuquén Norte, donde la producción supera los 2.600 barriles de petróleo por día, consolidando la presencia de nuevos jugadores en la principal cuenca no convencional del país.

En la Cuenca del Golfo San Jorge, la compañía PECOM —parte del Grupo Pérez Companc— se adjudicó los clústeres Campamento Central–Cañadón Perdido y El Trébol–Escalante, con lo cual refuerza su participación en Chubut, una provincia clave para la producción convencional de crudo.

En total, la primera etapa del Proyecto Andes involucró la cesión de 11 clústeres con 28 yacimientos. Ahora, con la apertura de esta segunda fase, YPF consolida su transformación estratégica con foco absoluto en Vaca Muerta, donde la eficiencia, la escala y la rentabilidad superan con creces a las operaciones tradicionales.

Vaca Muerta impulsa el superávit comercial con exportaciones récord en 2025

Entre enero y junio el superávit del sector fue de 3.700 millones de dólares, 36% más que en el mismo período del 2024. Según los registros oficiales, las exportaciones de energía permitieron un saldo comercial positivo en el comercio exterior argentino que, sin este aporte, hubiese tenido signo negativo.

El buen dinamismo de la producción de hidrocarburos y el desarrollo de infraestructura que permite evacuarla permitió incrementar un 11% las ventas externas durante el primer semestre. Se exportó un 10% más de gas y en el sexto mes del año las exportaciones de crudo llegaron a 371 kbbl/día.

Ese comportamiento permite proyectar un resultado positivo superior a los 6.000 millones de dólares este año y sostener la meta de llevarlo por encima de los 25.000 millones de dólares a fin de la década.

El impacto de Vaca Muerta

Desde mayo la producción del crudo de Vaca Muerta volvió a incrementarse, con un importante crecimiento en la cantidad de pozos conectados, lo que permite prever una sensible expansión de los niveles de producción de los próximos meses

La suba de exportaciones del sector contrastó con una caída del 39% en las importaciones. La mayor inyección de gas doméstico al sistema, habilitada por una producción sostenida y la mayor capacidad de transporte, fundó la menor necesidad de energéticos importados.

En el primer semestre, el saldo del comercio exterior total fue positivo en 2.788 millones de dólares, un 74% menos que el mismo período del año anterior como consecuencia de un crecimiento de las importaciones muy superiores al de las ventas que Argentina realizó al mundo.

Sólo con el aporte de las exportaciones de hidrocarburos, básicamente de crudo, fue posible tener una balanza con signo positivo.

Un horizonte de crecimiento

Según el último monitor del Instituto de Estrategia Internacional de la Cámara de Comercio Exterior de la República Argentina, las exportaciones energéticas superaron en cantidades a las del primer semestre del 2024 en 110,5%.

La sólida apuesta a incrementar la producción de gas y petróleo y fortalecer la infraestructura se sostiene más allá de los cambios coyunturales, como las oscilaciones en el precio del crudo, con fuerte incidencia en la ecuación de las compañías: por cada 10 dólares que se abarata el barril de crudo, el conjunto de productoras locales disminuye sus ingresos en aproximadamente
2.800 millones de dólares anuales.

Hay fecha para la segunda etapa exploratoria de Palermo Aike

Palermo Aike puede significar un nuevo polo productivo para el país. La roca madre de la Cuenca Austral despierta grandes expectativas y la industria hidrocarburífera está atenta a los siguientes pasos que darán YPF y CGC, las dos compañías que encabezan los trabajos exploratorios.

El martes se desarrolló una reunión entre los representantes de YPF; el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, y representantes del Sindicato de Petroleros Privados de Santa Cruz y su par de Jerárquicos de la Patagonia Austral para establecer una hoja de ruta en la actividad de la provincia.

Tras la cumbre, el mandatario santacruceño adelantó que se reafirmó el compromiso de iniciar trabajos de perforación exploratoria en Palermo Aike a partir del 1 de septiembre.

“Es una noticia que nos entusiasma: Palermo Aike puede ser para Santa Cruz lo que Vaca Muerta fue para Neuquén. Los primeros datos sísmicos son muy alentadores y los pozos apuntan a mayor extracción de petróleo que de gas”, subrayó Vidal.

Continuando en esa línea, el ministro de Energía y Minería de Santa Cruz, Jaime Álvarez, confirmó que YPF perforará tres nuevos pozos, a 3.400 metros de profundidad, con herramientas diseñadas especialmente para operar a temperaturas de hasta 160 grados, como parte de una estrategia renovada tras la experiencia del pozo Maypa.

“La apuesta es grande: estamos hablando de inversiones que rondan los 120 a 150 millones de dólares. Si los resultados son positivos, podrían llegar nuevas empresas interesadas en esta formación geológica, con un potencial similar al de Vaca Muerta”, aseguró.

Tal como viene informando eolomedia, la compañía avanzaría con tres nuevos pozos en Campamento Este y La Azucena donde se realizó un cronograma de tareas y porcentaje de cumplimiento, que alcanzó el 100% para el primer año del período exploratorio.

Los directivos de YPF cuentan con los resultados que produjo la exploración sísmica 2D y 3D, realizadas entre los meses de enero a marzo de este año, por lo que evaluarán las distintas opciones para la perforación de los tres nuevos pozos.

Los primeros datos de Palermo Aike

Hay que recordar que pozo Maypa.x-1 fue cerrado por las operadoras después de no obtener los resultados esperados.

El proyecto incluyó la perforación de un tramo vertical piloto hasta 3,574 metros de profundidad. Luego, se avanzó con un tramo horizontal de 1,036 metros dentro de la formación Palermo Aike, una técnica innovadora en la región.

En los resultados presentados por CGC ante la CNV, se destaca que el pozo Maypa.x-1 fue diseñado con un enfoque dual: primero, un tramo vertical para obtener datos geológicos y, luego, un tramo horizontal para maximizar la exposición al yacimiento. Este diseño permitió una evaluación detallada de Palermo Aike.

Durante el ensayo, que duró 102 días, el pozo acumuló 769 m3 de petróleo. Los caudales se estabilizaron entre 16 y 7 m3/día, cifras alentadoras para una formación aún en etapa de exploración. Estos resultados son clave para ajustar futuras actividades en la zona.

Además, se realizaron 12 fracturas shale en el tramo horizontal. Estas operaciones permitieron evaluar la respuesta del yacimiento y obtener datos valiosos para optimizar técnicas de extracción en formaciones similares.

Qué informó YPF

En su reporte anual en la “Securities and Exchange Commission”, YPF destacó que su cartera de exploración onshore “se centra principalmente en proyectos de alto impacto”, como Palermo Aike, considerada la segunda formación de shale en términos de potencial.

“Aunque la productividad del pozo fue baja, la prueba de flujo (flowback) produjo gas natural y condensado, lo que confirmó que el pozo se encuentra en la ventana de madurez de gas natural/condensado”, subrayó la empresa de mayoría estatal.

SLB también centrará todos sus activos en Vaca Muerta

SLB confirmó su decisión de retirarse de la Cuenca del Golfo San Jorge y centrar todos sus activos en Vaca Muerta. Así lo confirmó el secretario adjunto del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut, Carlos Gómez, en declaraciones radiales.

La notificación de la empresa de servicios es un un nuevo golpe a la golpeada industria hidrocarburífera de Chubut. La salida dejará a decenas de trabajadores en situación de despido y profundiza el deterioro de una región que enfrenta una baja sostenida en la actividad, sin señales claras de reactivación.

El retiro de SLB se produce en un contexto de fuerte reducción de la perforación, que según fuentes gremiales ya cayó un 45% en la cuenca. La compañía, una de las líderes globales en servicios especiales para la industria energética, se suma así a Halliburton, que meses atrás cerró su base local y despidió a 290 empleados.

En diálogo con Radiocracia, el secretario adjunto del Sindicato de Petroleros Privados del Chubut advirtió que la situación laboral es crítica. “Los trabajadores siguen operando, pero Schlumberger ha tomado la decisión que ya tomó Halliburton de irse de Comodoro Rivadavia, dejando al personal en situación de despido”, señaló.

La salida de la firma estadounidense no solo implica despidos directos, sino también un fuerte impacto en la red de pymes y contratistas locales que dependen de la actividad en los yacimientos convencionales. Según el dirigente gremial, la empresa comenzó a desactivar su base en la ciudad y avanza en negociaciones para el cierre de contratos con operadoras.

La retracción de la perforación, sumada a la ausencia de políticas de incentivo específicas para las cuencas maduras, genera un efecto dominó sobre las empresas que prestan servicios especiales y operativos. Sin contratos activos ni volumen de trabajo, muchas compañías no pueden sostener a su personal y recurren a esquemas de retiros voluntarios o directamente a despidos masivos.

“Las empresas no pueden facturar si no hay actividad, y eso impacta directamente en la capacidad de sostener los puestos de trabajo”, subrayó Gómez.

Petroleros ratificó el paro total en Vaca Muerta

El Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa ratificó el paro en Vaca Muerta. Así pudo confirmarlo eolomedia tras fracasar la reunión que mantuvieron la cúpula del gremio y los representantes de las distintas empresas que están vinculadas al shale en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA). Según denunció el gremio, la reunión duró menos de una hora y no hubo acuerdo, por lo que el paro quedó confirmado.

Las partes no lograron acercar posiciones y se espera que el Gobierno nacional dicte conciliación obligatoria para que no se vea perjudicada la producción. Es que el gremio denunció que el ajuste en las dotaciones por parte de las operadoras ya dejó fuera del sistema a más de 1.200 trabajadores, mientras otros 2.000 se encuentran suspendidos, sin tareas y percibiendo solo el salario básico.

La respuesta del sindicato no se hizo esperar. El 23 de julio confirmó un paro general afectando directamente la producción del shale. Ese mismo día también se realizó la denuncia formal por conflicto colectivo ya fue presentada ante el Ministerio de Trabajo de la Nación. La medida de fuerza comenzará el miércoles 30 de julio a las 20 horas —coincidiendo con el cambio de turno— y se extenderá durante 48 horas. Comenzará el miércoles 30 de julio y se extenderá hasta el viernes 1 de agosto a las 20. Solo quedarán guardias mínimas y las plantas de comprensión de gas, que es lo que prevé la ley.

Un panorama complicado

El conflicto se produce en un contexto de alta productividad en Vaca Muerta, que actualmente concentra más del 60% del total de petróleo producido en el país.

Sin embargo, detrás de esos logros técnicos se esconde una reestructuración silenciosa en el esquema laboral. Varias empresas del sector han decidido reducir sus equipos en áreas de perforación y terminación de pozos, argumentando una baja en la cantidad de etapas previstas para la segunda mitad del año. Esta decisión, si bien responde a razones técnicas y comerciales, afecta de manera directa a cientos de trabajadores que quedaron sin funciones asignadas.

El sindicato sostiene que esta es una “transición mal gestionada” que no considera la necesidad de mantener la plantilla hasta la entrada en funcionamiento de los nuevos ductos y obras de evacuación que permitirán expandir aún más la producción hacia 2026.

Impacto en Vaca Muerta

La medida de fuerza del 30 y 31 de julio tendrá impacto directo en la producción de petróleo y gas de Vaca Muerta. Tal como sucede con estas medidas de fuerza, los efectos podrían sentirse también en la logística, el transporte de crudo y las tareas de mantenimiento, ya que el gremio representa a más de 25.000 trabajadores en toda la región.

Por ahora, no hubo respuesta oficial del Ministerio de Capital Humano ni de las operadoras. El sindicato mantiene su postura firme y advirtió que esta podría ser la primera de una serie de medidas si no se encuentra una solución que permita sostener los puestos de trabajo.

Vaca Muerta se lleva dos de cada tres pozos nuevos del país

Vaca Muerta es el motor hidrocarburífero del país. Su desempeño permitió que la Cuenca Neuquina se consolide como la principal región productiva y se comience a pensar en un polo exportador. Los números son cada vez más contundentes y cada día que se pasa se alcanza un nuevo récord en el shale neuquino.

Una muestra de ello es que la Cuenca Neuquina concentra más del 65% de los pozos productivos terminados en el primer semestre del año. Así quedó establecido en el Reporte Estadístico Oil & Gas elaborado por Oil Production Consulting con datos de la Secretaría de Energía.

El documento detalla que en el primer semestre se completaron 336 pozos en todo el país, de los cuales 221 se realizaron en la Cuenca Neuquina gracias al impulso Vaca Muerta.

El resto de las cuencas quedó muy por detrás. La Cuenca del Golfo San Jorge, cumbre de la producción convencional, finalizó 115 pozos, lo que representa el 34,2% del total nacional.

En contraste, las cuencas Cuyana, Austral y del Noroeste no registraron ningún pozo productivo terminado durante los primeros seis meses del año.

NeoSteer Max la herramienta clave para lo que viene en Vaca Muerta.

Estancamiento en las cuencas maduras

La falta de actividad en las cuencas más tradicionales del país preocupa a las provincias productoras y a los trabajadores del sector. En lo que va de 2025, la Cuenca Cuyana, la Austral y la del Noroeste no sumaron ni un solo pozo productivo nuevo. En la mayoría de los meses, los informes oficiales señalan directamente una actividad nula. Esto confirma una tendencia que se viene consolidando desde 2022: la reconversión hacia el no convencional en detrimento del mantenimiento o desarrollo de los campos maduros.

Además, la falta de perforaciones implica una menor renovación de la base productiva, afectando tanto la producción como el empleo en esas regiones. Mientras en Neuquén se terminaron 42 pozos solo en junio, en esas cuencas el número fue cero.

Vaca Muerta como un imán

La Cuenca Neuquina no solo lidera en cantidad de pozos terminados, sino también en pozos productivos de petróleo y gas. En el semestre, Neuquén acumuló 158 pozos de petróleo y 58 de gas, según los registros oficiales. Esto contrasta con la Cuenca del Golfo San Jorge, donde se finalizaron 96 pozos en total, de los cuales 90 fueron de petróleo y 6 fueron de gas.

En términos mensuales, Neuquén registró picos de actividad en marzo, abril y junio, con cifras que superaron los 30 pozos mensuales terminados. Por ejemplo, en junio se finalizaron 42 pozos en la cuenca, una cifra que quintuplica la de cualquier otra cuenca en ese mismo mes.

La disparidad entre cuencas no solo refleja el atractivo geológico y económico de Vaca Muerta, sino también la falta de políticas activas que incentiven la inversión en las regiones con producción convencional.

Al no haber nuevos pozos, el horizonte de producción para ese tipo de yacimientos se achica, agravando un ciclo de declino natural que ya lleva años.

El rol del Dual Frac en el crecimiento de SLB en Vaca Muerta

SLB es una de las empresas de servicio más importantes del mundo. Su participación en la industria del shale es vital caracterizándose por optimizar sus operaciones en los yacimientos. Vaca Muerta es testigo de esa misión y generando nuevas marcas históricas.

En sus cuentas de LinkedIn, los directivos de la compañía, David Caballero, ABC Sales & Marketing Manager, y Ángel Carrillo, RPS Global Sales and Commercial Manager, ponderaron el último récord en Vaca Muerta de la mano de la implementación de tecnologías avanzadas, como el Dual Frac.

“Este tipo de avances no solo son el resultado de tecnología de punta, sino del talento y la dedicación de nuestros equipos”, ponderó Caballero.

En este sentido, Carrillo subrayó que gracias al trabajo en conjunto con YPF se realizaron 663 etapas de fractura hidráulica en junio, superando el récord anterior en un 14%.

Los récords de SLB

Son tres las marcas que explicaron el nuevo récord de SLB en Vaca Muerta. El primero constó de 401 punciones en un mes con un solo crew desplegando exitosamente el modelo operativo de Dual Frac.

El segundo se basó en la reducción de tiempo muerto donde el Dual Frac logró incrementar la eficiencia operativa en un 26%.

Y el último está relacionado con una colaboración eficiente con YPF. El Real Time Intelligence Center de la compañía de mayoría estatal proporcionó visibilidad y coordinación en tiempo real, optimizando la gestión de las operaciones en campo.

“Más que números, estos hitos son la muestra del compromiso de SLB con la innovación, la eficiencia y el crecimiento de la industria en la región”, subrayó Carrillo.

Los números en el shale

Tal como viene informando eolomedia, Halliburton ya no es el líder indiscutido del fracking en Vaca Muerta. La empresa, identificada por sus mamelucos rojos, solía liderar ampliamente la actividad en la roca madre. Sin embargo, SLB comienza a disputarle ese liderazgo.

De acuerdo con el informe del country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, entre enero y junio de este año arrojó datos que marcan que la diferencia entre ambas compañías ya no es significativa. En el primer semestre, Halliburton registró 4.664 punciones, mientras que SLB alcanzó las 4.446. En junio, incluso, los trabajadores de mameluco azul superaron a sus principales competidores.

Pese a la competencia, Halliburton y SLB siguen siendo las principales empresas de servicios en la formación no convencional.

Entre enero y junio, Halliburton completó 4.664 punciones: 2.950 para YPF, 778 para Pampa Energía, 555 para Shell y 381 para Chevron. Esto representa un crecimiento del 8 % frente al mismo período de 2024, cuando se realizaron 4.324 fracturas.

Por su parte, SLB ejecutó 4.446 etapas, divididas entre 2.966 para YPF, 1.173 para Vista Energy, 202 para Capsa y 105 para Pampa Energía. En términos interanuales, esto implica un crecimiento del 84 %, ya que en los primeros seis meses de 2024 había realizado 2.417 fracturas.