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Shell suma un segundo perforador en Vaca Muerta

Shell se prepara para pisar más fuerte el acelerador. La compañía anglo-holandesa busca seguir desarrollando el no convencional para impulsar la economía y la sinergia entre los actores de la industria energética. Con inversiones multimillonarias y un enfoque estratégico, la operadora apuesta al crecimiento sostenido en el marco de la transición energética global.

Actualmente, la producción de Shell en Vaca Muerta alcanza poco menos de 50.000 barriles diarios, sumando yacimientos propios y operados por terceros.

En el marco de Vaca Muerta Insights, el presidente de Shell para Argentina, Chile y Uruguay, Germán Burmeister, anticipó que para el próximo año, con la incorporación de un segundo equipo de perforación, esperan alcanzar aproximadamente 70.000 barriles diarios. Este avance estará respaldado por inversiones anuales de entre 500 y 600 millones de dólares.

“El desafío que nosotros tenemos es cómo podemos ser competitivos para aprovechar esta ventana de tiempo de la transición energética para poder no crecer como hemos venido creciendo, sino de manera exponencial”, destacó el directivo.

Desafíos en el contexto actual

Consultado sobre las preocupaciones que enfrenta la industria, Burmeister afirmó que todos los factores son importantes. “Creo que la industria tiene que funcionar como funcionó la selección argentina ayer a la noche. Desde el arquero hasta el 9, cada jugador cumpliendo su rol de forma integrada, colaborativa, con esfuerzo”, señaló.

El presidente de Shell también subrayó que es fundamental trabajar con una visión estratégica a largo plazo. “No hay que mirar el mes que viene o el año que viene. Tenemos 20 años, por elegir un número, para desarrollar este recurso de manera eficiente que le permita al país que Vaca Muerta sea un gran contribuyente de valor”, afirmó.

Asimismo, Burmeister se mostró entusiasmado por los logros de la industria. “La industria creció muchas veces contra viento y marea, y creo que ahora tenemos una oportunidad única que depende de nosotros no desaprovechar”, consideró.

El pilar del crecimiento de Shell

En materia de infraestructura, Burmeister indicó que será necesario reforzar varios aspectos para acompañar el crecimiento. “Creo que hay muchas más inversiones, particularmente cuando uno va para el norte y la cuenca, que van a ser necesarias. Hablamos de oleoductos, gasoductos, plantas de tratamiento, lo que se te ocurra”, explicó.

Estas inversiones serán fundamentales para garantizar un desarrollo sostenible y acompañar el aumento en la producción. También ofrecerán oportunidades significativas para las empresas de servicios y constructoras locales, fortaleciendo la cadena de valor de la industria.

Con una producción en constante crecimiento y un mercado global en transición, Shell apuesta a posicionar a Vaca Muerta como un activo clave para el desarrollo económico de Argentina. “Estamos muy entusiasmados de ver a la industria en el estado que está y confiamos en que podemos aprovechar esta oportunidad única. El desafío está en nuestras manos”, afirmó Burmeister.

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

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

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

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

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

Los proyectos de YPF

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

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

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

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

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

Phoenix y un paso más en Confluencia Norte

Phoenix Global Resources avanza a paso firme con sus proyectos en la lengua rionegrina de Vaca Muerta. Confluencia Norte es el bloque donde la compañía desarrolla el primer proyecto de pozos no convencionales en la formación.

En este sentido, inspectores de la Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro realizaron una inspección en el bloque donde la compañía avanza en la fase inicial de ensayos y se prepara para comenzar una segunda etapa, con mediciones más precisas de la formación geológica.

Estos estudios son clave para definir una futura instancia de desarrollo masivo, que incrementaría en forma significativa la producción hidrocarburífera de Río Negro.

Durante la inspección, los especialistas supervisaron el sistema de medición de producción y evaluaron cambios propuestos por la operadora para mejorar el conocimiento del comportamiento de los tres pozos que tiene en operación.

Según los datos registrados al 18 de marzo en el Sistema de Información Provincial (INPRO), la producción neta del área es de 626,9 metros cúbicos por día de petróleo, 23.900 de gas, y 5,72 de agua, respectivamente.

“En esta primera fase, cada pozo cuenta con un separador individual que permite medir por separado los volúmenes de petróleo, gas y agua. Luego, los fluidos se mezclan y se transportan por poliducto hasta la planta de Mata Mora, en Neuquén, donde Phoenix también opera y realiza el procesamiento previo a su comercialización”, explicaron.

La próxima etapa de Phoenix

En la segunda etapa de ensayo, la empresa implementará un sistema de bypass para alternar la medición de cada pozo con un solo separador, los datos obtenidos en esta medición se utilizan en el análisis del potencial productivo de la formación.

Mientras tanto, todos los fluidos seguirán siendo tratados y transportados a Neuquén, donde el petróleo y gas son procesados para su venta y el agua se inyecta en un pozo sumidero.

El proyecto de Confluencia Norte es la primera aventura exploratoria del shale en Río Negro, que cuenta con un pad de tres pozos horizontales de alta tecnología.

Cada pozo cuenta con ramas laterales que alcanzan 3.000 metros, lo que les permite recorrer un total de 6.300 metros bajo la superficie terrestre. Las operaciones se llevan a cabo con técnicas avanzadas de fractura hidráulica, utilizadas para estimular la producción del reservorio de Vaca Muerta.

En total, se realizaron 135 etapas de estimulación, un proceso optimizado con los aprendizajes adquiridos de los proyectos similares en Neuquén.

Cuánto pagó CGC para ingresar a Vaca Muerta

El 21 de marzo quedará marcado como el ingreso de CGC a Vaca Muerta. La compañía del holding Eurnekian adquirió el 49% de Aguada del Chañar. YPF se quedó con el 51% y seguirá siendo la operadora del bloque que posee una extensión de 57 km2.

Pero ¿en cuánto se realizó la operación? Según informaron las compañías, la venta se realizó por un monto de 75 millones de dólares.

“La transacción se realizó por la suma de US$75.000.000 y además, CGC solventará, por cuenta y orden de YPF, el 80,40% de las inversiones que sean atribuibles al porcentaje de participación de YPF en el bloque, durante un plazo de cuatro años, sujeto a determinados montos máximos anuales y mensuales”, detalló CGC mediante un comunicado a la Comisión Nacional de Valores (CNV).

No es la primera vez que YPF y CGC se asocian en un proyecto hidrocarburífero. El antecedente más remoto fue Palermo Aike. En 2023, las compañías se unieron para avanzar en la exploración de la hermana menor de Vaca Muerta y avanzaron con la perforación del primer pozo shale de la Cuenca Austral.

“De esta manera, se busca maximizar las sinergias entre ambas compañías, logrando asimismo el ingreso de CGC en Vaca Muerta”, subrayó la compañía del holding Eurnekian.

Vaca Muerta en el horizonte de CGC

En los últimos años, CGC creció de la mano de sus proyectos en la Cuenca Austral y la Cuenca del Golfo San Jorge. En la primera región tiene diversos bloques destinados a la exploración y explotación de gas y no se detiene en la búsqueda del potencial de Vaca Muerta. Además, avanza con la exploración del offshore de la región para ampliar la oferta de hidrocarburos del país.

En tanto, en el Golfo San Jorge logró revivir el norte de Santa Cruz que estaba en el olvido después de la partida de Sinopec en 2021. La compañía logró poner de pie a la región de la mano de sus equipos y sus proyectos basados en la exploración tight.

Ahora CGC se encamina en una nueva aventura que tiene como objetivo las mieles del shale. Ya puso un pie en Vaca Muerta y buscará aprender en la cuna del no convencional argentino.

CGC llega a Vaca Muerta: adquirió el 49% de Aguada del Chañar

YPF y Compañía General de Combustibles (CGC), firmaron este viernes un acuerdo por el cual esta última ingresa en el área de Aguada del Chañar, marcando un paso significativo en su incursión en Vaca Muerta.

Según indicaron, “esta alianza estratégica refleja el compromiso entre ambas empresas por el crecimiento sostenible en la producción de recursos no convencionales en Argentina”. El acuerdo implica la adquisición por parte de CGC del 49% de participación en Aguada del Chañar, manteniendo YPF el 51% y la operación del área.

La alianza entre ambas compañías comienza en 2023 con la exploración de Palermo Aike, donde la trayectoria de CGC en Santa Cruz se combina con la experiencia de YPF en yacimientos no convencionales. Palermo Aike, ubicado en la provincia de Santa Cruz, es considerado el segundo recurso shale de la Argentina en importancia, y presenta un potencial significativo. De esta manera, se busca maximizar las sinergias entre ambas compañías, logrando asimismo el ingreso de la compañía del holding Eurnekian en Vaca Muerta.

Un hito para CGC

Respecto del acuerdo, Hugo Eurnekian, presidente de CGC destacó que “el ingreso de CGC a Vaca Muerta representa uno de los hitos de crecimiento más relevantes en su historia y una nueva inversión en el país por parte de Corporación América. A partir de ahora CGC está presente en las tres cuencas productivas más importantes de Argentina. El conocimiento que adquiramos en Vaca Muerta será trasladado al desarrollo del potencial de Palermo Aike en Santa Cruz”.

En tanto, Horacio Marín, presidente y CEO de YPF afirmó “estamos convencidos que tenemos que generar asociaciones y sinergias entre todos los actores de la industria para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta y convertir al país en un exportador de energía. Sumar a CGC a este proyecto es una gran satisfacción”.

Capex buscará desriskear la lengua rionegrina de Vaca Muerta

El Gobierno de Río Negro adjudicó a la empresa Capex S.A. la exploración del área hidrocarburífera Cinco Saltos Norte, a través del decreto 197/25, publicado este jueves en el Boletín Oficial.

La compañía de capitales independientes invertirá 6,85 millones de dólares en los próximos años, con un plan que incluye estudios exploratorios y la perforación de un pozo con rama lateral con objetivo de Vaca Muerta.

La adjudicación se concretó tras un proceso licitatorio en el que Capex presentó la mejor oferta técnica y económica. La inversión inicial abarcará estudios geológicos y geofísicos, seguidos de la perforación de un pozo exploratorio clave para determinar el potencial productivo del área.

En función de los resultados, la compañía podrá avanzar hacia una etapa de desarrollo con mayor actividad en la zona.

Cinco Saltos Norte es una de las áreas estratégicas que Río Negro busca impulsar en su desarrollo hidrocarburífero, con especial interés en los recursos no convencionales de Vaca Muerta.

Tal como informó eolomedia, Capex apuesta por el shale oil con Agua del Cajón. Una muestra de ello es la perforación del PAD 1060 y la puesta en producción del PAD 1050.

El bloque permitió compensar la disminución de la producción en las áreas Pampa del Castillo y Bella Vista Oeste, que se vieron afectadas por un temporal de nieve en la parte sur de Chubut durante junio y junio de 2024.

“La producción de petróleo aumentó un 1,3%, pasando de 234.443 m3 al 31 de octubre de 2023 a 237.419 m3 al 31 de octubre de 2024, debido al incremento de la producción del yacimiento Agua del Cajón en un 139,7%, pasando de 17.055 m3 al 31 de octubre de 2023 a 40.884 m3 al 31 de octubre de 2024 debido a la entrada en producción, en el mes de febrero de 2024, de los pozos no convencionales del PAD-1050”, informó la compañía a la Comisión Nacional de Valores (CNV).

Halliburton deja Chubut para centrarse exclusivamente en Neuquén

Lo que se venía cocinando hace meses, hoy es una realidad. Halliburton se desprenderá de sus operaciones en Chubut para centrarse de lleno en Vaca Muerta.

La decisión fue confirmada este jueves por los representantes de la empresa de servicios al Sindicato de Petroleros Privados de Chubut en el marco de la audiencia por conciliación obligatoria por los 300 despidos en el convencional.

“La empresa se retira de Chubut, no va a trabajar más en Chubut y se está yendo prácticamente con todo el capital a Vaca Muerta”, afirmó Jorge Ávila, secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut.

Halliburton ratificó los telegramas de despidos por lo que abonará el total de las indemnizaciones, más los francos trabajados y se buscará la manera que los operarios vuelvan a la actividad lo más pronto posible.

En total son 140 trabajadores del convenio convencional y 160 de los operarios que están nucleados bajo el mandato del Sindicato de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral.

Otra posibilidad que se deslizó en la Secretaría de Trabajo de Chubut fue que los trabajadores se muden a Neuquén por lo que el gremio de petroleros convencionales no pondrá resistencia si los operarios deciden migrar hacia Vaca Muerta.

El caso testigo de Halliburton

El retiro de la empresa de servicios es uno más que se vive en la Cuenca del Golfo San Jorge. La situación es dramática porque no hay expectativa para sumar nuevos actores.

En este marco, Ávila sostuvo que todas las esperanzas están depositadas en el desarrollo del no convencional. “Si uno mira que la cuenca es madura, golpeada, no las quiere nadie, que tienen que pelear mucho para que venga un empresario a nivel local y no viene, tienen que prender una vela para que venga”.

Sobre el rol del Gobierno del Chubut, el dirigente gremial le quitó responsabilidad a la administración de Ignacio Torres. “Si el gobernador lo pusiéramos a hacer pozos y daría petróleo, sería un milagro. No va a ser así. La poca actividad que tiene la cuenca no da para hacer tantos pozos, no hay capacidad tampoco”, subrayó.

Encontrar trabajo

El titular de petroleros convencionales apeló a la unidad para superar esta crisis en el convencional. “El trabajador confía mucho en el sindicato. Nosotros le hemos demostrado que puede confiar en el sindicato”, aseveró.

Sobre los trabajadores que todavía no se pueden jubilar, Ávila manifestó que tendrán prioridad para volver a trabajar. “Nosotros tenemos que garantizarles que, si encontramos algo, son los primeros que tendrían que regresar a la actividad nuevamente. Por lo menos para terminar de jubilarse. Eso es la garantía de que ellos saben que va a ser así. Nosotros lo hemos cumplido. El 90% de esos trabajadores lo hemos puesto nosotros a trabajar. Entonces saben que, si tenemos que traerlo, porque faltan trabajadores, lo vamos a traer”, consideró el dirigente gremial.

Qué yacimientos explican el crecimiento de la producción de Neuquén

El ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén informó que la producción de petróleo en la provincia, durante el mes de febrero de 2025, alcanzó los 463,16 miles de barriles por día (bbl/d); lo que representa un aumento del 0,11% respecto al mes de enero de 2025.

Se precisó que, en comparación con el mismo mes de 2024, la producción de petróleo experimentó un incremento significativo del 21,38%.

Y se indicó que en el período acumulado entre enero y febrero de 2025, la producción de petróleo fue un 20,38% superior en comparación con el mismo lapso de 2024.Este incremento en la producción de petróleo se debe principalmente al aumento en las siguientes áreas productivas clave:

  • Loma Campana (+4947 bbl/d)
  • Loma La Lata – Sierra Barrosa (+3953 bbl/d)
  • Puesto Parada (+3124 bbl/d)
  • Coirón Amargo Sureste (+1167 bbl/d)
  • Aguada del Chañar (+1157 bbl/d)

El gas de Neuquén

Por otro lado, la producción de gas en febrero de 2025 fue de 97,62 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), lo que representa un aumento del 5,62% respecto a enero de 2025. En comparación con el mismo mes de 2024, la producción de gas se incrementó un 9,22%.

En tanto que en el acumulado de enero y febrero de 2025, la producción de gas se registró 9,13% por encima de la de 2024 para el mismo período. Este aumento se debe principalmente a la mayor producción en las siguientes áreas:

Qué informó CGC sobre la exploración de Palermo Aike

Luego de que CGC decidiera cerrar el primer pozo shale de Palermo Aike, los ojos de la industria estuvieron puestos en qué informaría la empresa del holding Eurnekian sobre la exploración de la hermana menor de la Vaca Muerta.

La compañía marcó un hito en 2024 con el pozo Maypa.x-1, para desbloquear el potencial de la formación no convencional de la Cuenca Austral.

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 Comisión Nacional de Valores (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.

Palermo Aike: el nuevo foco de exploración

La formación Palermo Aike ha ganado atención en los últimos años por su similitud con Vaca Muerta. Aunque menos conocida, su potencial para albergar recursos no convencionales la convierte en un área estratégica para la industria energética argentina.

El pozo Maypa.x-1 no es el único proyecto en la zona. También se realizó una fractura no convencional en el pozo La Paz.a-2, perforado en 1995. Este pozo mostró un aporte inicial de 13 m3/día de petróleo, declinando a 2 m3/día tras 46 días.

Estos datos, combinados con los resultados del Maypa.x-1, refuerzan el interés en Palermo Aike. La formación podría convertirse en un nuevo polo de desarrollo para la producción de hidrocarburos no convencionales en Argentina.

CGC prepara el informe final del pozo shale de Palermo Aike

El trabajo de CGC

El éxito del pozo Maypa.x-1 no solo es técnico, sino también estratégico. Los datos obtenidos permitirán a CGC ajustar sus planes de exploración y desarrollo en la Cuenca Austral. Esto incluye la optimización de técnicas de perforación y fractura en formaciones similares.

Además, el proyecto refuerza la posición de la compañía como un actor clave en la exploración de recursos no convencionales en Argentina. La operadora ha demostrado su capacidad para operar en condiciones desafiantes y obtener resultados prometedores.

El avance en Palermo Aike también podría atraer inversiones adicionales a la región. A medida que se confirme el potencial de la formación, es probable que otras empresas muestren interés en participar en su desarrollo.

El futuro de la Cuenca Austral

El pozo Maypa.x-1 es solo el comienzo de una nueva etapa para la Cuenca Austral. Con los datos obtenidos, CGC planea continuar explorando el potencial de Palermo Aike y otras formaciones en la región.

Además, la compañía ha avanzado en otros proyectos, como la perforación del pozo Río Pelque.x-1 en el área Paso Fuhr. Este pozo, que alcanzó 2,057 metros de profundidad, produjo 55 Mm3/día de gas desde la Formación Anita.

En paralelo, CGC adquirió 2,870 km2 de sísmica 3D en los bloques offshore AUS-105 y AUS-106. Estos datos, que serán interpretados en 2025, podrían abrir nuevas oportunidades de exploración en aguas profundas.

La combinación de estos proyectos posiciona a CGC como un actor clave en la transición energética de Argentina. Con un enfoque en recursos no convencionales y técnicas innovadoras, la compañía está sentando las bases para el futuro de la industria.

El avance en el pozo Maypa.x-1 no solo es un logro técnico, sino también un paso hacia la consolidación de Palermo Aike como una formación estratégica. Con resultados prometedores y un plan claro, CGC está liderando la exploración en una de las regiones más prometedoras del país.

Fortín de Piedra explica el 85% de la producción de gas de Tecpetrol

Fortín de Piedra es la marca registrada del shale gas argentino. El bloque simbólico de Tecpetrol marca el camino de la producción de Vaca Muerta. El bloque fue responsable del 85% del aumento total en la producción no convencional de Tecpetrol. Con volúmenes crecientes, se mantiene como un pilar fundamental en la estrategia energética nacional.

Durante 2024, la producción total de gas natural alcanzó los 962.1 millones de metros cúbicos, lo que representó un aumento del 5.8% en comparación con el año anterior. La demanda sostenida y la inversión en infraestructura impulsaron este desempeño.

El shale gas fue el segmento de mayor crecimiento, con una producción total de 789.4 millones de metros cúbicos. Fortín de Piedra jugó un papel determinante, aportando el 85% de la producción total de gas natural de la compañía.

El yacimiento continúa expandiendo su capacidad de producción mediante mejoras tecnológicas y optimización de pozos. La eficiencia operativa permitió sostener un ritmo de extracción elevado, con perspectivas de crecimiento a mediano plazo.

Fortín de Piedra: el motor del desarrollo

Desde su concesión en 2016, Fortín de Piedra se ha convertido en un referente en la producción de shale gas en Argentina. Su desarrollo continuo lo posicionan como uno de los activos más importantes de Vaca Muerta.

En el marco de la presentación de los resultados financieros correspondientes al ejercicio 2024 en su Asamblea Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas, Tecpetrol informó que la producción de su nave insignia creció en 38.4 millones de metros cúbicos en 2024. Las inversiones en nuevas perforaciones y la aplicación de técnicas avanzadas de extracción fueron claves para este resultado positivo.

El proyecto sigue atrayendo inversiones y mejorando su infraestructura, con el objetivo de sostener su crecimiento y garantizar el abastecimiento energético tanto para el mercado interno como para la exportación.

Durante 2024, la producción de gas natural de Tecpetrol alcanzó los 962.1 millones de metros cúbicos, impulsada por la actividad en las principales cuencas. En cuanto al petróleo crudo, la cifra llegó a 431,842 metros cúbicos, consolidando la tendencia alcista de los últimos años.

En términos de reservas probadas, la empresa cuenta con 2.48 millones de metros cúbicos de petróleo desarrollado y 5.31 millones en reservas no desarrolladas. En gas, las reservas desarrolladas suman 14.28 billones de metros cúbicos, mientras que las no desarrolladas alcanzan 78.58 billones.

Crecimiento y desafíos del sector

El incremento en la producción no solo responde a la exploración de nuevas áreas, sino también a la optimización de campos maduros. La mejora en la recuperación secundaria y terciaria ha permitido extender la vida útil de pozos productivos y aumentar la extracción.

Sin embargo, la volatilidad del mercado sigue siendo un desafío. La fluctuación del precio del barril de crudo y las variaciones en la demanda de gas influyen en la planificación de inversiones y en la estrategia comercial de las compañías del sector.

Otro aspecto clave es la estabilidad macroeconómica. Durante 2024, Argentina registró una inflación acumulada del 117.8% y una depreciación del peso del 27.83% frente al dólar. Estos factores afectan costos operativos y financiamiento de nuevos proyectos.