Las rutas de Vaca Muerta están colapsadas y piden soluciones

El estado de las rutas del shale están en el centro de la escena. Los caminos que conectan a los yacimientos están completamente colapsados y los actores de la industria reclaman soluciones. Si bien Neuquén y Río Negro pidieron, en más de una oportunidad, que Nación traslade las obras a las provincias, el Ejecutivo todavía no ha brindado una respuesta.

En este marco, Marcelo Rucci, secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, sostuvo que hay que trabajar rápidamente en el problema y ponderó las decisiones de Rolando Figueroa.

“Nosotros lo venimos diciendo cuando empezamos a decirle que una de las rutas fundamentales en la actividad iba a ser la ruta 6. La propuesta de una ruta internacional que unía los puertos de Chile. Nunca nos lo escucharon. Resulta que hoy tenemos la posibilidad de poderlo hablar. Lo hemos hablado con el gobernador, Rolando Figueroa, donde ha tomado carta en el asunto”, aseveró.

“Han arreglado alguna ruta, pero creo que Vaca Muerta, si no ponen el foco en las rutas, va a ser imposible. Hoy ya es imposible y todo lo que se habla de lo que se viene va a ser un cuello de botella. Y vemos que hay una responsabilidad, hay una responsabilidad del Estado”, advirtió el dirigente gremial.

Las rutas del shale

Asimismo, Rucci recordó que la administración de Javier Milei decidió parar la obra pública lo que impacta de lleno en las vías de comunicación del shale. “Todos sabemos que el Gobierno nacional ha parado todo lo que es inversión en general. Entonces, cae sobre las espaldas del Gobierno provincial, pero también sobre las productoras”, subrayó.

“El deterioro de las rutas no es producto del auto particular que transita esas rutas, es producto del tránsito pesado que tiene la actividad. Entonces tiene una gran responsabilidad que lo tendrán que ver con el Gobierno provincial ponerse de acuerdo y empezar a trabajar en lo que es tan necesario”, aseveró.

En este sentido, el titular de petroleros privados sostuvo que los reclamos que se hicieron frente al Gobierno de Neuquén fueron escuchados. “Se han mejorado muchos tramos de la ruta que une con Rincón de los Sauces. Tramos de ruta que se están haciendo como una colectora en Añelo, donde empresas han visto esa necesidad y están colaborando con el gobierno provincial”, destacó.

“Vemos que en el gobierno hay una puerta abierta para plantear. Es muy importante que te escuchen, nosotros vivimos el día a día con eso, padecemos el día a día de las rutas y todas esas necesidades. Y que te escuchen y que también pongan mano a la obra es importante”, ponderó.

Asimismo, el dirigente gremial convocó a los actores de la industria a poner el foco en las urgencias del presente, pero sin descuidar el futuro.

“Hemos tenido una buena respuesta del empresariado, ha participado el Gobierno provincial en la figura de nuestro gobernador, que no es cosa menor. Se han aportado muchos datos que hemos aportado de nuestra organización y el gobierno provincial, y vemos que hay una reacción. Quizás no es la reacción que quisiéramos todos porque uno quiere que la solución al problema sea mañana, pero sí está planteado y sí se está trabajando”, afirmó.

La producción interanual de crudo de Neuquén creció un 22%

La producción de petróleo de la provincia de Neuquén en diciembre de 2024 alcanzó un volumen de 467.467 barriles diarios (bbl/d), marcando un nuevo hito en su historial productivo. Según los datos brindados por el Ministerio de Energía y Recursos Naturales, este aumento representa un 1,87% más respecto a noviembre de 2024 y un notable 22,56% en comparación con diciembre de 2023. Además, la producción acumulada anual fue un 24,03% superior a la registrada en el mismo período de 2023.

Este desempeño sobresaliente se atribuye principalmente al crecimiento de las siguientes de las áreas: Bandurria Sur con 4.695 bbl/d, Aguada del Chañar: con 1.950 bbl/d, Loma La Lata – Sierra Barrosa, con 1.375 bbl/d y Fortín de Piedra, con 1.326 bbl/d.

En cuanto al gas, la producción de diciembre de 2024 fue de 82,24 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d). Aunque se observó una leve caída del 1,74% respecto a noviembre de 2024, el crecimiento interanual fue del 13,36%, con una producción acumulada un 11,2% mayor que en 2023. La reducción en la producción mensual se debió principalmente a una disminución de la demanda, afectando áreas como Rincón del Mangrullo (-2,55 MMm³/d) y Sierra Chata (-0,88 MMm³/d).

Por último se precisó que la extracción no convencional de petróleo representa 95,25 % de la producción total de Neuquén, mientras que el 87,57% de la producción de gas es del mismo origen. Estos resultados confirman el compromiso de Neuquén con el desarrollo sustentable de sus recursos hidrocarburíferos, manteniendo su posición estratégica en el sector energético del país.

Hay que recordar que. según el informe de Economía & Energía, de enero a noviembre se conectaron 374 pozos en la formación no convencional. En el detalle de la actividad por segmento se establece que 297 tuvieron destino de petróleo y 77 fueron direccionados a gas.

Vaca Muerta todavía debe afrontar los problemas que ocasionan los cuellos de botella en el transporte, pero los bloques productivos continúan con un promedio de actividad que invita a soñar con una nueva era en la industria hidrocarburífera argentina.

Los planes de GeoPark en Vaca Muerta

GeoPark ha revelado su plan de trabajo para 2025, el cual contempla inversiones significativas en Vaca Muerta. Según informó la compañía, destinarán entre 195 y 220 millones de dólares para proyectos en esta región clave, con el objetivo de acelerar la producción y optimizar las operaciones.

En Vaca Muerta, GeoPark se enfocará en dos bloques: Mata Mora Norte y Confluencia Sur. El primer proyecto será el principal motor de crecimiento en la región. La compañía se enfocará en acelerar la producción y expandir las reservas mediante la perforación de 7 a 8 pozos de desarrollo.

También se realizarán inversiones en infraestructura y ampliación de instalaciones para optimizar la operación y manejar mayores volúmenes de producción.

En tanto, en Confluencia Sur se continuará con el desriskeo tras una exitosa campaña en 2024. El plan incluye perforar 3 a 4 pozos exploratorios y completar los compromisos asumidos en la región, consolidando la presencia de GeoPark en Vaca Muerta.

Asimismo, la compañía espera mantener el costo de levantamiento en Vaca Muerta en un rango competitivo de 7-9 dólares por barril, reafirmando el potencial de la región como uno de los focos más eficientes de su operación.

El proyecto de GeoPark para Colombia

La empresa seguirá enfocándose en Colombia con una inversión proyectada de entre 80 y 90 millones de dólares. El plan contempla la perforación de 13 a 19 pozos, distribuidos en los bloques Llanos 34, CPO-5 y Putumayo.

En el bloque Llanos 34, GeoPark buscará optimizar la recuperación de los campos a través de proyectos como inyección de polímeros, mejoras en bombas y trabajos de recuperación secundaria. Se perforarán entre 5 y 7 pozos de desarrollo e inyección.

Mientras que en el bloque CPO-5, la actividad se enfocará exclusivamente en exploración, con la perforación de 2 a 4 pozos.

Asimismo, se realizará una campaña de exploración en Llanos y se trabajará en nuevos descubrimientos en los bloques Llanos 123 y 124, con la perforación de 5 a 6 pozos exploratorios.

Aunque el bloque Platanillo sigue fuera de operación debido a su alto costo, GeoPark continuará actividades de exploración en el bloque PUT-8, con la perforación de 1 a 2 pozos en 2025.

Perspectivas para 2025

GeoPark proyecta una producción promedio de 35,000 barriles equivalentes de petróleo por día (boepd) y busca alcanzar una Tasa de Reemplazo de Reservas (RRR) de al menos 100%. Este ambicioso plan combina desarrollo de activos existentes, exploración de nuevos recursos y expansión de infraestructura clave en sus principales mercados.

La empresa espera mantener costos de levantamiento competitivos, con un rango general de USD 12-14 por barril. Este enfoque eficiente permitirá maximizar la rentabilidad, particularmente en regiones como Vaca Muerta, donde los costos son aún más bajos.

Las inversiones en Vaca Muerta y Colombia ponderan la capacidad de GeoPark para operar de manera eficiente en diversas condiciones geológicas y económicas, posicionándose como un actor clave en la región.

Pluspetrol impulsa su crecimiento en Vaca Muerta con el mercado de capitales

Pluspetrol dio un nuevo paso estratégico para afianzar su posición en Vaca Muerta, uno de los yacimientos de shale más prometedores del mundo. Luego de adquirir los activos de ExxonMobil por 1.700 millones de dólares, la empresa anunció una emisión de obligaciones negociables (ON) por hasta 1.000 millones de dólares, con el objetivo de financiar su expansión en la Cuenca Neuquina.

Esta emisión marca la primera incursión de Pluspetrol en el mercado de capitales y se alinea con su estrategia para captar inversión a largo plazo. Las ON se estructurarán en dos clases: Clase 1, con un plazo de 36 meses, y Clase 2, con vencimiento a 60 meses.

Los fondos recaudados se destinarán al desarrollo de proyectos clave, incluyendo el área Bajo del Choique-La Invernada, recientemente incorporada tras la compra de ExxonMobil Exploration Argentina (EMEA).

Un paso hacia el mercado global

El lanzamiento de estas obligaciones también representa un movimiento estratégico hacia una mayor visibilidad en el mercado financiero global. Al abrir su capital a través de la Bolsa, Pluspetrol busca consolidar su reputación como un actor clave en el sector de energías no convencionales y atraer a inversores internacionales interesados en el crecimiento del mercado petrolero argentino.

La reciente adquisición de Pluspetrol incluye participación en el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que busca conectar las principales áreas productivas mediante un oleoducto hacia el puerto de Punta Colorada, en Río Negro. Este oleoducto, con una capacidad inicial de transporte de 550.000 barriles diarios, es fundamental para aumentar la exportación de crudo no convencional y maximizar el potencial de la región.

Los proyectos de Pluspetrol

Entre los proyectos más destacados de Pluspetrol se encuentra La Calera, una concesión no convencional situada en la provincia de Neuquén. Con más de 55.000 acres y 70 pozos en producción, este desarrollo busca ampliar la capacidad de procesamiento de gas de 12 a 14,5 millones de metros cúbicos diarios en los próximos años. Además, la empresa planea optimizar sus operaciones en bloques clave como Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste.

La emisión de ON, prevista para el 27 de enero de 2025, subraya el compromiso de Pluspetrol con el crecimiento sostenido de la industria petrolera en Argentina. Este movimiento estratégico no solo busca diversificar sus fuentes de financiamiento, sino también capitalizar el potencial de Vaca Muerta como motor económico del país.

Con el respaldo de la desregulación promovida por el gobierno de Javier Milei, la industria energética argentina se encuentra en un momento clave. Pluspetrol, con su enfoque en infraestructura crítica y expansión de activos, se posiciona como un protagonista destacado en el desarrollo de Vaca Muerta y el futuro del shale argentino.

CGC ultima detalles del informe del primer pozo shale de Palermo Aike

Comenzó su cuenca regresiva. La hora de la verdad se acerca para Palermo Aike. Los técnicos de CGC (Compañía General de Combustibles) ultiman detalles sobre los informes del primer pozo shale que se presentarán al Gobierno de Santa Cruz.

El proyecto se llevó a cabo en el yacimiento Cañadón Deus, un área dentro de la Concesión El Cerrito, con una inversión que rondó los 60 millones de dólares, representando el primer pozo no convencional tipo shale, a través de la asociación entre YPF y CGC.

Contó con una profundidad vertical de aproximadamente 3.400 metros, una rama horizontal de 700 metros e implicó 12 etapas de fracturas. La perforación comenzó el día 20 de octubre de 2023 y finalizó el 21 de febrero de 2024.

Si bien las expectativas eran altas, los desafíos que se le presentaron a las operadoras fueron diversos, pero los resultados iniciales han sido altamente positivos, tanto en gas como en condensados.

El trabajo de YPF y CGC

“Este es el primer pozo no convencional de la formación Palermo Aike, y los resultados han sido muy buenos, a pesar de las dificultades en su perforación. Actualmente, CGC y YPF están evaluando los datos obtenidos y preparando nuevas campañas de perforación para este año”, subrayó Jaime Álvarez, ministro de Energía de Santa Cruz, en diálogo con eolomedia.

La perforación no estuvo exenta de desafíos. Uno de los principales inconvenientes fue que el equipo utilizado estaba al límite de su capacidad. Se empleó un rig de 1.100 caballos para alcanzar los 3.400 metros y trabajar en horizontal, lo que representó una operación técnica compleja. Además, 300 metros de la rama lateral planificada no pudieron ser utilizados debido a problemas estructurales.

“Es importante destacar que estamos en una etapa inicial de conocimiento de la formación, similar a lo que sucedió en Vaca Muerta en 2013-2014. Aún no contamos con un desarrollo local de proveedores ni con equipos plenamente adaptados a las condiciones de la zona”, explicó Álvarez.

Asimismo, la profundidad mayor a la de Vaca Muerta y las bajas temperaturas de la región, que a veces son inferiores a las de la Antártida, plantean retos adicionales. “En el futuro, los equipos deberán estar ‘winterizados’ para operar todo el año”, subrayó el funcionario santacruceño.

“No tenemos la expertise que hay en Vaca Muerta. Se está comenzando a conocer la formación, no tenemos un desarrollo local de proveedores para todas las actividades de perforación y terminación, han venido empresas de otros lugares, de Neuquén fundamentalmente, equipos técnicos de otros lugares, y también hubo dos criterios diferentes al momento de llevarla adelante, que eran dos empresas que estaban trabajando en forma conjunta”.

Potencial geológico

La hermana menor de Vaca Muerta está ubicada en una zona de transición entre áreas de petróleo liviano y gas con condensados y presenta un alto potencial geológico.

Tanto CGC como YPF encabezan los estudios sísmicos en la zona y planean realizar nuevas perforaciones en agosto de 2025, tras el invierno. La empresa de mayoría estatal planea realizar trabajos en las áreas La Azucena y El Campamento Este abarcando con sísmica 3D más de mil kilómetros cuadrados.

“Estas perforaciones permitirán validar si las predicciones geológicas coinciden con la realidad. Además, se espera que los equipos que lleguen para las perforaciones de YPF también sean aprovechados por CGC”, afirmó el ministro.

En paralelo, se está trabajando para mejorar las condiciones operativas y desarrollar una red de proveedores locales que permita reducir los costos de perforación. “Hoy los costos son altos, similares a los de los primeros pozos en Vaca Muerta, que rondaban los 50-60 millones de dólares. Sin embargo, confiamos en que, con el tiempo, lograremos reducirlos al igual que sucedió en Neuquén”, aseguró Álvarez.

Promoción internacional

Para acelerar el desarrollo de la roca madre de la Cuenca Austral, Santa Cruz planea organizar un “roadshow” internacional que promocionará la cuenca y buscará atraer inversiones extranjeras. “Estas operaciones requieren capital intensivo y un conocimiento especializado. Muchas empresas con experiencia en no convencional ya están en Vaca Muerta y podrían replicar su trabajo en Palermo Aike. Necesitamos captar inversores nacionales e internacionales que tengan la capacidad financiera para sumarse a este desarrollo inicial”, destacó el ministro.

Según Álvarez, el 2025 será un año clave para consolidar el desarrollo de Palermo Aike. “Habremos avanzado significativamente en la exploración y recopilación de datos geológicos. Se realizarán más perforaciones y los equipos estarán mejor adaptados a las condiciones locales. También comenzaremos a desarrollar proveedores confiables que contribuirán a reducir los costos operativos”, explicó.

Aconcagua se consolida en el convencional y avanza en Vaca Muerta

Aconcagua Energía comenzó el 2025 con un fuerte impulso en su estrategia de crecimiento y desarrollo, respaldada por la reciente prórroga de las concesiones de explotación hidrocarburífera de las áreas Entre Lomas Río Negro, 25 de Mayo – Medanito S.E. y Jagüel de los Machos, en la Cuenca Neuquina.

Este importante logro representa un hito en la política energética regional y reafirma el compromiso de la compañía energética con el desarrollo y la sostenibilidad del sector.

La prórroga de estas concesiones, por un período de 10 años, es un paso clave que permite extender el horizonte de negocios de Aconcagua en Río Negro, hasta el año 2036, en línea con su misión de garantizar el suministro energético y continuar fortaleciendo su presencia en el mercado.

Como parte de este acuerdo, la compañía se comprometió a llevar adelante un ambicioso plan de inversiones superior a los 50 millones de dólares, enfocado en la eficiencia y desarrollo de las operaciones en estos campos, lo que permitirá continuar poniendo en valor los mismos.

Desde que asumió la operación de estos yacimientos, en febrero de 2023 y tras el acuerdo alcanzado con Vista Energy, Aconcagua trabaja en la optimización de los activos y en la implementación de nuevas estrategias que permiten maximizar la producción de petróleo y gas de los mismos.

Desembarco en Vaca Muerta

La compañía presenta una estrategia clara para consolidarse y crecer de manera sostenible. Su enfoque se basa en un desriskeo a través de la puesta en valor de Vaca Muerta, buscando un mix balanceado de petróleo y gas, además de diversificar los riesgos mediante alianzas estratégicas y la integración de energías renovables.

De cara al 2025, Aconcagua trabaja en fortalecer su presencia en los 75.000 acres no convencionales que posee en la región, con un enfoque claro hacia el crecimiento futuro. Desde el Grupo indicaron que, “actualmente tenemos presencia en dos activos estratégicos de escala en la ventana de petróleo de Vaca Muerta, que serán el vector de crecimiento futuro de la compañía”.

Para asegurar su desarrollo, Aconcagua Energía está enfocada en fortalecer relaciones con socios clave y en trazar un plan de trabajo que lleve a la empresa a un nuevo nivel de expansión.

Aconcagua llevará un encuentro empresarial en Catriel.

Aconcagua y las renovables

Por otra parte, a través de la empresa subsidiaria Aconcagua Energía Generación y con proyectos y planes de negocio pensados y desarrollados a partir de fuentes de financiación distintas, el grupo continúa trabajando con una visión de sostenibilidad de largo plazo.

“Creemos firmemente en la transición energética y estamos comprometidos con la innovación y la adopción de tecnologías que permitan a la empresa mantenerse a la vanguardia del sector”, señalaron desde la empresa.

“El sector energético, y en especial el de hidrocarburos, se afianza cada vez más como un pilar clave para el desarrollo económico del país. Con una demanda local y regional creciente de productos energéticos argentinos, que aseguren un entorno favorable para este tipo de operaciones, Aconcagua Energía cuenta con activos bien posicionados y una base sólida de proyectos que le permitirá ser un jugador cada vez más relevante en los mercados en los que opera”, sentenció Javier Basso, CFO y socio fundador del grupo.

De esta manera, con una sólida base en el desarrollo de hidrocarburos convencionales y una visión clara hacia el futuro, la compañía continúa avanzando con firmeza en la consolidación de su posición de liderazgo en el sector energético.

Al respecto, Pablo Calderone, gerente de Relaciones con Inversores sostuvo: “somos muy optimistas acerca del futuro de Aconcagua Energía, por el potencial de los proyectos en marcha y en especial por las nuevas oportunidades de negocio y crecimiento en las cuales ya estamos trabajando activamente”.

“Agradecemos especialmente a nuestros inversores y las entidades financieras con las que trabajamos por su continuo apoyo y confianza continua y por ayudarnos a construir la plataforma que necesitamos para que Aconcagua Energía esté bien posicionada para aprovechar y maximizar las oportunidades que 2025 nos depara”, afirmó el directivo.

La lengua rionegrina de Vaca Muerta promete buenas perspectivas

Vaca Muerta extiende sus fronteras. El 2024 fue un año interesante para las provincias que buscan explorar el potencial de la roca madre. Las operadoras demostraron interés por la lengua rionegrina de la formación, que hasta el momento no había sido desarrollada.

Phoenix Global Resources lideró este impulso, logrando buenos resultados exploratorios y abriendo nuevas expectativas a futuro. Este desempeño generó un efecto multiplicador, atrayendo inversiones en áreas que la provincia puso en licitación durante el año.

“La formación Vaca Muerta está demostrando un enorme potencial en el lado rionegrino de la cuenca. Las inversiones de Phoenix han sido clave para demostrar que hay oportunidades reales de desarrollo en nuestras áreas”, destacó la secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya, en una de las presentaciones realizadas a lo largo del año.

Phoenix Global Resources logró hitos importantes en su desarrollo en el área Mata Mora en Neuquén en el límite interprovincial, lo que no sólo consolidó su apuesta por Río Negro, sino que incentivó el interés a otras empresas como Capex, que presentó una propuesta de inversión para el área Cinco Saltos Norte.

“Las operadoras están visualizando el potencial que ofrece nuestro territorio en la formación no convencional. Confiamos en que esta tendencia se mantenga durante el 2025, consolidando a Río Negro como un actor clave en la matriz energética nacional”, destacó Moya.

Como parte de su compromiso exploratorio en Río Negro, Phoenix registró y procesó 228 kilómetros cuadrados de sísmica 3D en las áreas de Confluencia Norte y Sur, datos actualmente en fase de interpretación y fundamentales para la planificación de nuevos pozos.

La empresa, que invirtió más de 85 millones de dólares en esta primera etapa, ya produce con su primer PAD (plataforma de perforación compartida) de tres pozos horizontales unos 4.500 barriles de petróleo por día (bbl/d), casi el 20% de la producción total de Río Negro.

Por otra parte, con la apertura de sobres para el área Cinco Saltos Norte se cerró el año. Allí, Capex presentó una oferta económica de 6,85 millones de dólares, que incluye un plan de exploración con trabajos de reprocesamiento sísmico 3D y la perforación de un pozo con rama lateral sobre la formación Vaca Muerta. Actualmente se están culminando los procedimientos previos para la adjudicación correspondiente, con el fin de que pueda iniciar su plan de trabajo.

De ese modo, con una estrategia que combina el trabajo técnico del gobierno de Río Negro y la apuesta del sector privado, Río Negro cerró el 2024 afianzando su rol en el desarrollo de recursos no convencionales y proyectando un 2025 lleno de oportunidades para la inversión hidrocarburífera.

El pozo horizontal más largo de la historia de Vaca Muerta

En un acontecimiento revolucionario para la industria, Vaca Muerta ha marcado un nuevo estándar al completar el pozo horizontal más extenso de su historia. Esta operación récord, impulsada por la colaboración entre YPF, Proshale y SLB, alcanzó una profundidad de 7.436 metros en tan solo 46 horas, estableciendo hitos tanto en alcance como en eficiencia operativa.

El éxito de esta operación se atribuye al uso de herramientas avanzadas y técnicas de última generación. La perforación se realizó con una sola corrida de Coiled Tubing de 2 pulgadas, una tecnología clave que minimiza los tiempos de intervención en el pozo.

Adicionalmente, el equipo incluyó un ensamblaje inferior (BHA) de 3.13 pulgadas que integró componentes de alta precisión como el motor TRX y la válvula multi-ciclo STEGO. Estas herramientas no solo optimizan la eficiencia de la perforación, sino que también reducen la fricción y garantizan operaciones seguras y fluidas.

Durante el proceso, se lograron caudales de hasta 5 barriles por minuto (BPM), una cifra crucial para mantener la limpieza del pozo y prevenir bloqueos. Este enfoque innovador fue clave para afrontar los retos técnicos y lograr resultados sobresalientes en un tiempo récord.

Talento y tecnología local

Uno de los aspectos más destacados de esta operación es el uso de tecnología diseñada y desarrollada íntegramente en la provincia de Neuquén. Este logro demuestra la capacidad de la industria local para generar soluciones innovadoras en un mercado competitivo. Proshale, uno de los actores principales, subrayó en sus redes sociales que esta operación representa no solo un avance técnico, sino también un ejemplo del potencial de la ingeniería argentina en el sector del Oil & Gas.

“El uso de herramientas fabricadas localmente fue un factor decisivo en el éxito de esta operación. Este hito refleja nuestra capacidad para superar desafíos técnicos con innovación y talento nacional”, expresó Proshale en su cuenta de LinkedIn.

Un nuevo estándar para Vaca Muerta

Con un total de 66 tapones rotados y una operación concluida en tiempo récord, este proyecto redefine los límites de lo posible en la Cuenca Neuquina. La alianza estratégica entre YPF, Proshale y SLB no solo destaca por su capacidad técnica, sino también por establecer un modelo de eficiencia y colaboración para futuras operaciones en la región.

Vaca Muerta sigue posicionándose como un epicentro de innovación energética en Argentina, demostrando que la combinación de tecnología avanzada, talento local y eficiencia operativa es la clave para liderar el desarrollo de recursos no convencionales.

El mapa petrolero de Santa Cruz se reconfigura

La actividad hidrocarburífera de Santa Cruz se encuentra en un momento de cambio. Mientras busca que los activos de la parte sur de la Cuenca del Golfo San Jorge, no despega su atención sobre los resultados que arroja Palermo Aike, la hermana menor de Vaca Muerta.

En este marco, durante el año 2024, la administración de Claudio Vidal buscó construir un escenario de transición progresiva, que permitiera dar continuidad de las operaciones en las concesiones, incentivando el desarrollo de la industria y la generación de empleo genuino en Santa Cruz.

Es por ello que los objetivos giraron en torno al sostenimiento de los niveles de producción, contrarrestando la tendencia declinatoria; el mantenimiento y la generación de puestos de trabajo; el incentivo del desarrollo de áreas maduras, a través de proyectos de secundaria, terciaria y licitaciones de áreas vacantes; como así también la gestión de acuerdos que garantizaran la continuidad de la actividad, de manera prolongada.

También se trabajó en el incremento de las actividades de contralor y la fiscalización de los yacimientos, preservando el medio ambiente; ampliar el horizonte energético provincial, a través de la exploración de nuevas áreas, haciendo especial hincapié en el potencial de la nueva ventana productiva no convencional de la formación Palermo Aike, con la posibilidad de atraer nuevos inversores; en el aumento de la participación de empresas locales, proveedoras de insumos y prestadoras de servicios; junto al fomento permanente de la capacitación de los operarios del sector.

Traspasos e inversiones

Para alcanzar estos objetivos, en el último semestre del año, se concretó la cesión de áreas Koluel Kaike – El Valle y Piedra Clavada, de Pan American Energy (PAE) a Crown Point, comprometiendo para este desarrollo, una inversión de 41,5 millones de dólares hasta el 2026 en la producción de petróleo y gas; logrando además la implementación de un programa de trabajo contingente, que incluye la perforación de diez pozos adicionales, entre otras actividades, lo que implicaría una inversión de 90,8 millones de dólares.

Por su parte, PAE se comprometió a mantener sus operaciones en Cerro Dragón, avanzando con la exploración del área vecina Meseta Cerón Chico, ambas ubicadas en el norte de Santa Cruz, destacándose que en 2024 la compañía se encuentra ejecutando un plan de inversiones que alcanzará aproximadamente 90 millones de dólares en el año, lo que incluye la perforación de 22 pozos de desarrollo, un plan de 25 intervenciones de pozos en Cerro Dragón, y un pozo exploratorio en el área Meseta Cerón Chico, este último que de resultar exitoso, se podría desarrollar en los próximos años un potencial plan de trabajo de 35 pozos productores e inyectores en dicha área.

Además, luego de un largo proceso de trabajo y en conjunto con el impulso de la nueva gestión, se ha logrado culminar con el otorgamiento de prórrogas en las áreas El Valle, cuyo concesionario es Ingeniería Alpa S.A., y Anticlinal Aguada Bandera, perteneciente a Quintana E&P, logro a destacar dado que implica el desarrollo de áreas marginales en la Cuenca del Golfo San Jorge, garantizando la continuidad de la actividad y el compromiso de nuevas inversiones en las mismas.

Santa Cruz apunta al shale

En relación a las posibilidades y expectativas que representa la producción no convencional, con los primeros resultados de la exploración en la formación Palermo Aike, se busca producir de manera sostenida, y alcanzar acumuladas de hidrocarburos equivalentes a otras cuencas en desarrollo, por lo que el principal desafío es reducir costos operativos, a medida que la producción aumenta y lograr su rentabilidad.

Para alcanzar esta meta, se trabaja fuertemente en promocionar su potencial, y con esto, la nueva ventana productiva en la Cuenca Austral con la posibilidad de atraer nuevos inversores y, en consecuencia, aprovechar los múltiples beneficios para Santa Cruz.

Cabe destacar que este pozo se encuentra en el yacimiento Cañadón Deus, un área dentro de la Concesión El Cerrito, con una inversión que rondó los 60 millones de dólares, representando el primer pozo no convencional tipo shale, a través de la asociación entre YPF y CGC. Cuenta con una profundidad vertical de aproximadamente 3.500 metros, una rama horizontal de 1000 metros e implicó 12 etapas de fracturas. La perforación comenzó el día 20 de octubre de 2023 y finalizó el 21 de febrero de 2024.

Con este panorama, YPF anunció el inicio de la exploración no convencional en las áreas La Azucena y El Campamento Este, también en la zona de Palermo Aike, abarcando con sísmica 3D más de mil kilómetros cuadrados, que generará alrededor de 110 nuevos puestos de trabajo, lo que sumado al resultado obtenido del Maypa.x-1, en caso de ser positivo, fomentará una aceleración en dichos compromisos y abrirá nuevos horizontes de inversión no convencional.

Inspecciones

Desde la Secretaría se hace un permanente seguimiento de los permisos exploratorios, a los efectos de garantizar el cumplimiento de las inversiones propuestas, y de este modo continuar sosteniendo la producción.

En materia de inspecciones, se buscó aumentar la presencia de representantes de la Autoridad de Aplicación en cada uno de los campos, asegurando un mayor control de desvíos encontrados. Es así que en la CGSJ, se realizaron 71 inspecciones, distribuidas en un 51% YPF, 31% CGC Energía, 1% PAE, 1% Alianza, y el resto a Quintana e Ing. Alpa. En CA se realizaron 52 inspecciones distribuidas en un 50% CGC, 37% Interoil, 12% Enap – se inspeccionaron todas las plataformas – y el resto a Petrofaro.

Las tareas abarcan controles de rutina en plantas de tratamientos de crudo; certificación de volúmenes entregados entre empresas operadoras; control de calibración de puntos de medición de venta de petróleo y gas en condición de venta; control de calibración de puntos de medición de gas combustible; control de actividad en equipos de perforación y terminación; control de Producción y de compromisos de inversiones declaradas por concesionarias, sobre todo en el marco de los trámites de cesión de áreas mencionados previamente; entre otras.

Las áreas que impulsan la perforación en Vaca Muerta

Si bien todavía faltan los últimos datos de la Secretaría de Energía, Vaca Muerta se encamina para cerrar todos los registros del 2024 con números que invita a pensar que el 2025 será el año del gran salto productivo.

Los datos analizados por eolomedia demuestran que hasta noviembre la roca madre mantiene un promedio de 34 pozos conectados por mes, una cifra superior al promedio de 2023 que se ubicó en 20 pozos mensuales.

Las proyecciones marcaban que en el 2024 se iban a conectar 420 pozos en la roca madre. El pronostico no se cumplirá, pero el desempeño de las compañías que están en el corazón del shale es más que sobresaliente.

El panorama

Según el informe de Economía & Energía, de enero a noviembre se conectaron 374 pozos en la formación no convencional.

En el detalle de la actividad por segmento se establece que 297 tuvieron destino de petróleo y 77 fueron direccionados a gas.

Vaca Muerta todavía debe afrontar los problemas que ocasionan los cuellos de botella en el transporte, pero los bloques productivos continúan con un promedio de actividad que invita a soñar con una nueva era en la industria hidrocarburífera argentina.

Los primeros meses en Vaca Muerta

Además, los datos muestran como es el registro a lo largo del primer semestre. Enero y noviembre fueron los únicos meses que estuvieron por debajo de los 30 pozos perforados. En el primer mes del año se conectaron 17 pozos repartidos entre 16 de petróleo y 1 de gas. Mientras que en el undécimo mes se perforaron 19 pozos todos destinados al shale oil.

Febrero fue uno de los picos de la actividad. En el segundo mes del año se perforaron 42 pozos, que se repartieron entre 25 de petróleo y 17 de gas.

Si bien en marzo bajó un poco la actividad, las perforaciones se mantuvieron al tope. En el tercer mes del año se conectaron 39 pozos divididos entre 30 de petróleo y 19 de gas.

Las operaciones continuaron bajando en abril, pero se lograron perforar 27 pozos. Se conectaron 22 pozos de petróleo y 5 de gas.

Mayo volvió a repuntar la actividad con 31 operaciones de las cuales se dividieron entre 16 de petróleo y 15 de gas.

La última parte del año

El cierre del semestre se dio con un número top. En junio se conectaron 44 pozos, la cifra más alta en lo que va de la historia de Vaca Muerta. La actividad se repartió entre 28 pozos de petróleo y 16 de gas.

En julio, la cifra bajó con respecto a junio, pero siguió en los niveles proyectados para este año. En total se perforaron 42 pozos distribuidos entre 3 de gas y 39 de petróleo.

Agosto tampoco decepcionó y colaboró con otros 35 pozos conectados. En el octavo mes del año se perforaron 6 pozos en gas y 29 en petróleo.

En tanto, septiembre se conectaron 43 pozos de los cuales 40 estuvieron direccionados al crudo y 3 al gas. Octubre no desentonó. Las compañías perforaron 35 pozos distribuidos entre 30 de petróleo y 5 de gas.