Chubut reitera el pedido para eliminar los derechos de exportación a los convencionales

El gobernador de Chubut, Ignacio Torres, ratificó el reclamo ante el Gobierno Nacional para la eliminación de los derechos de exportación a los hidrocarburos convencionales destinados al mercado externo.

Así quedó ratificado durante una nueva reunión con las principales operadoras de la Cuenca del Golfo San Jorge, en el marco del Acuerdo de Competitividad para el fortalecimiento del sector, rubricado en mayo y aprobado por la Legislatura en junio.

Participaron, junto al mandatario, el vicegobernador Gustavo Menna; el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce; las diputadas nacionales Ana Clara Romero y Eugenia Alianiello; los intendentes de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili, y de Sarmiento, Sebastián Balochi; los senadores nacionales Carlos Linares y Edith Terenzi; y, en representación de las operadoras de la Cuenca, Adolfo Storni, Gabriela Guida y Jorge Buciak (CAPSA/CAPEX); Andrés Ponce (PECOM); Mauricio Orue (Director de Operaciones de YPF); Daniel Felici, Carlos Gastón Malbos, Fausto Caretta, Sergio Faraudo y Tomás Catzman (Pan American Energy); y Daniel Gargiulo y Lorena Montgaillard (Tecpetrol).

Durante el encuentro, que se desarrolló en la Casa del Chubut, los participantes rubricaron una nota elevada por Torres al ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, solicitando la eliminación de las retenciones aplicadas a los hidrocarburos convencionales, con el fin de garantizar el sostenimiento de uno de los principales sectores económicos de la región.

Asimismo, las partes ratificaron los puntos expresados en el Acuerdo de Competitividad y Paz Social para el Fortalecimiento de la Actividad Hidrocarburífera en la Cuenca del Golfo San Jorge, firmado en primera instancia por funcionarios, representantes de empresas y trabajadores, y constituyéndose como un compromiso multisectorial para sostener, defender y proyectar la actividad hidrocarburífera en la provincia.

Compromiso a mediano y largo plazo

Al respecto, Torres destacó que el pedido de eliminación de derechos de exportación aplicados a los hidrocarburos convencionales destinados al mercado externo “reúne a todos los actores del sector, con quienes hemos adquirido un compromiso a mediano plazo para garantizar el presente y el futuro de una de las actividades fundamentales para la economía de la región”.

A su vez, el mandatario puso en relieve que la medida “permitirá el sostenimiento de la actividad hidrocarburífera en las cuencas maduras del país, principalmente en la Cuenca del Golfo San Jorge, que cuenta con más de 100 años de historia productiva, en un contexto donde la situación macroeconómica y la avanzada madurez de los yacimientos, sumado al alza sostenida de los costos, comprometen la actividad en todos sus niveles”.

Sostenimiento de la actividad

“La aplicación de una alícuota del 8% en concepto de derechos de exportación profundiza todavía más las dificultades que enfrenta el sector”, explicó el titular del Ejecutivo, recordando que “como provincia, impulsamos una batería de medidas de alivio fiscal para sostener la producción convencional, reduciendo regalías en dos yacimientos a partir de un fuerte compromiso entre el sector público y el privado; pero, atentos al escenario actual, son medidas insuficientes y es necesario que Nación haga lo propio, retirando los derechos de exportación para que, entre todos, podamos sostener la actividad”.

“Recordemos que las empresas operadoras de nuestra Cuenca, que acompañaron el Acuerdo de Competitividad, ratificaron su compromiso de reinvertir en su totalidad los flujos adicionales que se generen como consecuencia de la eliminación de los derechos de exportación, con el objetivo de fortalecer la actividad hidrocarburífera. Pero para ello, es necesario un contexto que favorezca a todos los integrantes del sector”, remarcó.

Diálogo y consensos en Chubut

“Nuestra provincia es un ejemplo de que el diálogo y el entendimiento mutuos son la base para la construcción de consensos. De esta manera logramos ponernos de acuerdo con el Gobierno Nacional para gestionar, por citar un ejemplo, la eliminación de aranceles a la importación de polímeros, una medida de vital importancia para continuar la explotación de los yacimientos convencionales”.

“Ahora necesitamos que esa articulación entre políticas provinciales y nacionales vuelva a ser un hecho, que nos permita generar condiciones que favorezcan la inversión, resguarden el empleo y aseguren la continuidad de la producción en yacimientos con altos niveles de declino natural”, manifestó Torres.

Torres resaltó que durante la reunión “le dimos continuidad a la Mesa de Competitividad, donde las empresas ratificaron el compromiso de reinvertir en la Cuenca la totalidad del alivio fiscal, tanto por la baja de regalías por parte de la provincia, como también a partir de la propuesta de eliminación de retenciones a la Nación”.

Ingresos para la provincia

Asimismo, anticipó que las propuestas elevadas a Nación “tienen como objetivo exportar más, y hacer más próspera a la Argentina, trabajando juntos en un esquema de alivio fiscal a un sector que dio muchísimo y puede seguir dándolo para el progreso y desarrollo del país”.

“Tiempo atrás, desde Chubut nos comprometimos a bajar cuatro puntos de regalías al no convencional —que representa una tercera parte de los ingresos de la provincia— si Nación se comprometía a reducir cuatro puntos de derechos de exportación al convencional”, recordó Torres.

“Chubut es el mayor exponente de la industria petrolera convencional y una de las principales provincias exportadoras a nivel nacional. Por eso consideramos necesario e indispensable alcanzar nuevos consensos que nos permitan sostener una de las actividades más importantes de la región, lo cual también implicará un impacto positivo en la economía de la Argentina”, agregó.

Tecpetrol perforó la primera curva con motor de fondo 100% remota

Tecpetrol alcanzó un logro histórico en la industria energética argentina: perforó por primera vez una curva de pozo con motor de fondo de forma 100% remota. La operación se llevó a cabo desde su Real Time Operations Center (RTOC), marcando un antes y un después en la transformación digital de Vaca Muerta.

La maniobra fue realizada en el pozo LTE-1202(h), ubicado en el yacimiento Los Toldos Este 2, en la provincia de Neuquén. Para este avance, Tecpetrol trabajó en conjunto con dos referentes globales del sector: Nabors Industries y Halliburton. La curva se ejecutó en el equipo de perforación F-36 utilizando la tecnología SmartSLIDE – SmartNAV.

Según informó Andrés Valacco, Drilling Senior Director de Tecpetrol, todos los comandos para orientar la herramienta de perforación se enviaron en tiempo real desde el RTOC. Además, se logró una tasa de penetración (ROP) en modo slide de hasta 30 metros por hora y un tiempo de pre-slide remoto de apenas 4,8 minutos. Estos indicadores reflejan un nivel de eficiencia que hasta ahora no se había alcanzado en operaciones similares dentro del país.

Este desarrollo reafirma el compromiso de Tecpetrol con una operación más segura, eficiente y digitalizada. También sienta las bases para una adopción creciente de tecnologías de control remoto en la perforación de pozos horizontales en Vaca Muerta, uno de los principales motores del desarrollo energético argentino. “Este avance demuestra cómo la innovación tecnológica puede transformar el corazón de Vaca Muerta”, destacó Valacco.

Otro hito de Tecpetrol

Hay que recordar que la compañía logró un nuevo hito técnico al perforar una rama lateral de 3.582 metros de rama lateral con motor de fondo.

Según detalló Valacco en su cuenta de LinkedIn, la operación se realizó gracias al equipo de operaciones y de campo de la compañía, Dual AgitatorZP de NOV y SmartSLIDE & SmartTOOLS de Nabors.

La sinergia de los tres equipos permitió alcanzar un tiempo de 3.51 min de pre-slide en curva y 5.9 min en lateral; un ROP Slide promedio: 17.78 m/h y 12.2 m/h en lateral; aplicar tecnología combinada: dual agitator + control direccional avanzado; y superar el límite anterior de MDF de 2600 m, con un nuevo récord de 3.582 metros.

Tecpetrol se sumó Vaca Muerta Sur

Tecpetrol oficializó su ingreso como accionista de VMOS S.A., la sociedad creada para llevar adelante el Proyecto Vaca Muerta Sur. Este ambicioso emprendimiento prevé la construcción y operación de un oleoducto de 437 kilómetros que conectará la zona de Allen, en Río Negro, con Punta Colorada, donde se montará una terminal portuaria de exportación.

La inversión estimada del proyecto ronda los 3.000 millones de dólares y su financiamiento provendrá mayoritariamente de fuentes externas. Con esta incorporación, Tecpetrol refuerza su estrategia de integración en toda la cadena de valor del petróleo y consolida su presencia en el negocio de midstream y exportaciones.

La compañía informó a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que su participación en VMOS será del 8,1633%. Esto le otorga el derecho a transportar, almacenar y despachar hasta 40.000 barriles de crudo por día en la infraestructura que se construirá.

Tecpetrol se suma al megaproyecto

El Proyecto Vaca Muerta Sur contempla mucho más que un oleoducto. Incluirá una playa de tanques de almacenamiento, instalaciones accesorias y una terminal portuaria con monoboyas en Punta Colorada, lo que permitirá la carga de buques de gran calado. Todo el complejo está pensado para facilitar la exportación directa de petróleo crudo y otros productos líquidos.

La terminal en la costa rionegrina abrirá una nueva ventana logística para Vaca Muerta, aliviando la actual presión sobre el sistema de transporte existente y permitiendo una salida al Atlántico sin pasar por Bahía Blanca. Esto implicará un salto cualitativo para los proyectos orientados al comercio exterior de hidrocarburos.

Además del transporte y exportación, el esquema prevé servicios de carga, descarga, almacenamiento y despacho de crudo, consolidando un hub de infraestructura energética inédito en el país.

La incorporación de Tecpetrol a VMOS refuerza su apuesta de largo plazo por el potencial de Vaca Muerta. La empresa del Grupo Techint ya tiene una posición destacada en el segmento del gas —con Fortín de Piedra como estandarte— y ahora diversifica su presencia hacia el petróleo y las rutas de exportación.

Cuánto pagará Crown Point por los activos de Tecpetrol en Chubut

Crown Point Energía adquirió activos en el norte de la Cuenca del Golfo San Jorge por un valor que podría alcanzar los 61,4 millones de dólares. El anuncio se realizó de forma simultánea mediante dos hechos relevantes presentados ante la Comisión Nacional de Valores por parte de la operadora canadiense y Tecpetrol.

Según los documentos, Crown Point firmó acuerdos de compra con Tecpetrol, YPF y Pampa Energía para adquirir una participación operativa del 95% en las áreas El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, además de acciones en Terminales Marítimas Patagónicas S.A. (Termap).

Una inversión de peso

La operación tiene un valor base de 57,9 millones de dólares en efectivo, con una contraprestación adicional contingente de hasta 3,5 millones de dólares que dependerá de los ingresos generados por la venta de gas natural correspondientes a la participación actual de Pampa Energía. A esto se suman 8 millones de dólares en inventarios y consumibles.

Los activos adquiridos se encuentran a unos 40 kilómetros al oeste de Comodoro Rivadavia, en un área con producción promedio de 5.449 barriles equivalentes de petróleo por día, de los cuales 4.252 bbl/d corresponden a crudo ligero y mediano, y 7.179 mcf/d a gas natural.

Además de las concesiones, Crown Point accede a infraestructura estratégica como oleoductos y gasoductos que conectan con Rada Tilly, Caleta Córdova y el Gasoducto General San Martín. También suma el 4,2% de Termap, que opera una terminal marítima para exportación.

Detalles por empresa

Tecpetrol transfiere el mayor porcentaje accionario: entre 52,13% y 69,10% en cada concesión, dependiendo del período considerado. El monto total acordado por esta porción asciende a 47,4 millones de dólares, incluyendo inventarios.

YPF, en tanto, cede una participación que aumenta de 7,19% a 9,53% en 2027, a cambio de 6,5 millones de dólares. Pampa Energía, por su parte, vende su participación del 35,67% por 2 millones de dólares más un esquema de pagos variables según volumen y precio del gas natural comercializado.

La fecha de cierre varía según los activos: la compra a Pampa se prevé para junio, mientras que las operaciones con Tecpetrol e YPF podrían concretarse durante el tercer trimestre de 2025, con fecha efectiva retroactiva al 1 de diciembre de 2024.

Los próximos pasos de Crown Point

El cierre está sujeto a múltiples condiciones, entre ellas la aprobación por parte de las autoridades regulatorias y provinciales, y la no oposición de los socios en las uniones transitorias de empresas (UTEs), entre los que se incluye Petrominera Chubut S.E. También se requiere la validación del plan ambiental por parte del gobierno de Chubut y la autorización de la TSX Venture Exchange, ya que Crown Point cotiza en esa bolsa canadiense.

La compañía anticipó que financiará la operación con flujos propios y, de ser necesario, mediante nuevas emisiones de deuda o capital antes del cierre definitivo.

Vaca Muerta: quiénes dominan el mercado del shale

El shale sigue creciendo y espera por las obras de evacuación que permitirán dar un salto de calidad para que Vaca Muerta se convierta en un polo exportador. Los números de producción no convencional de Argentina mantuvo en abril una tendencia positiva, con un aumento interanual del 21,7% en shale oil y del 8,1% en shale gas.

Los datos del informe de la consultora Economía & Energía establecen que, en el cuarto mes del año, los bloques operados por YPF, Vista y Pluspetrol fueron los grandes protagonistas de este crecimiento.

Los tanques de YPF

Como suele suceder en todos los registros de Vaca Muerta, YPF lidera la producción de la mano de sus tres bloques en la ventana petrolera. Loma Campana, Bandurria Sur y La Amarga Chica. El primero es quien marcó el inicio de la aventura del shale y es quien está más cerca de los 100 mil barriles diarios (kbbl/d).

En abril, Loma Campana alcanzó los 87,1 kbbl/d; Bandurria Sur logró 53 kbbl/d; y La Amarga Chica, que si bien tuvo una leve baja interanual, se mantuvo en 59,7 kbbl/d.

El segundo gran actor fue Vista Energy. La operadora liderada por Miguel Galuccio sigue creciendo de la mano de su nave insignia Bajada del Palo Oeste, que logró una producción de 60,5 kbbl/d, marcando una suba de 11,7 kbbl/d respecto a abril de 2024. Es uno de los bloques más dinámicos de la ventana petrolera de la formación.

Por su parte, Pluspetrol registró un notable crecimiento en La Calera, donde la producción pasó de 6,5 a 23,2 kbbl/d, una suba de 16,7 kbbl/d que demuestra el fuerte desarrollo de este bloque tanto en petróleo como en gas no convencional.

El gas de Vaca Muerta sigue creciendo

En cuanto a la producción de shale gas, Fortín de Piedra se mantuvo como uno de los líderes, aunque experimentó una leve baja interanual al pasar de 14,7 a 13,5 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d). Pese a la caída, el tanque de Tecpetrol es uno bloques más productivos del país.

Aguada Pichana Oeste (APO), operado por Pan American Energy (PAE), incrementó su producción de 7,9 a 8,5 MMm3/d, mientras que La Calera volvió a destacarse con un salto de 4,8 a 9,4 MMm3/d, casi duplicando su volumen respecto al año anterior.

Otros bloques gasíferos relevantes fueron Aguada Pichana Este, operado por TotalEnergies, que redujo su volumen de 9,3 a 7,2 MMm3/d, y Sierra Chata, de Pampa Energía, que mostró una leve mejora, subiendo de 3,8 a 4,4 MMm3/d.

Un panorama de expansión sostenida

Con una producción total de 442,1 kbbl/d de shale oil y 69 MMm3/d de shale gas, abril consolidó el buen momento del sector no convencional argentino. Las cifras reflejan el impacto positivo de las inversiones y de la maduración operativa de los bloques más prometedores de Vaca Muerta.

Fortín de Piedra ya representa el 17% de la producción nacional de gas

En un nuevo hito para el desarrollo energético, Fortín de Piedra alcanzó los 24,6 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) de producción de gas, marcando un récord absoluto desde su puesta en marcha.

Así lo confirmó Leopoldo Macchia, vicepresidente comercial de Tecpetrol, durante su participación en el evento “Integración Gasífera en el Mercosur + Chile: Perspectivas”, organizado por el Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF) y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).

“Pasamos de cero a 15 millones en solo 18 meses, y hoy estamos en 24,6 millones. Fortín de Piedra representa el 17% de la producción nacional de gas”, afirmó Macchia, quien en 2018 volvió al país para liderar la comercialización de gas y petróleo en la compañía del Grupo Techint.

La nave insignia de Tecpetrol en Vaca Muerta no solo abastece el mercado interno, sino que ha sido fundamental para recuperar el protagonismo de Argentina en el mercado regional de gas.

Del cero al 60%

El caso de Chile es paradigmático. Según Macchia, en 2017 las exportaciones de gas al centro de ese país eran nulas. Sin embargo, para 2019 Argentina ya había ganado el 30% del share, y en 2023 alcanzó un 55% de penetración, superando este año el 60% del consumo de gas natural en esa región, desplazando al GNL (gas natural licuado) importado.

Este avance se consolidó gracias al cumplimiento riguroso de los compromisos asumidos por los productores argentinos, incluso en momentos de alta incertidumbre interna.

“Empezamos con contratos interrumpibles, luego firmes de verano y después firmes por 365 días. Y todos se cumplieron, incluso en los momentos críticos de Argentina. Eso generó mucha confianza”, explicó el ejecutivo.

Brasil en la mira

El buen desempeño en Chile funciona como hoja de ruta para futuras integraciones regionales. Según Macchia, Argentina ya dio los primeros pasos en exportar gas a Brasil en abril, con pruebas de mercado en modalidad interrumpible que resultaron exitosas.

La estrategia será la misma: comenzar con volúmenes interrumpibles, luego avanzar a contratos firmes de verano, y finalmente consolidar contratos firmes anuales, que exigen infraestructura y compromisos más robustos.

“Fue un testeo de mercado que salió muy bien y nos dejó aprendizajes valiosos para encarar lo que viene”, indicó Macchia. “Lo hecho con Chile es una gran experiencia que nos sirve de modelo para Brasil”.

Fortín de Piedra, con su volumen récord y confiabilidad operativa, se posiciona como uno de los pilares para transformar a Argentina en un proveedor energético regional estable y competitivo. La continuidad de las exportaciones, el cumplimiento de contratos y la articulación con países vecinos marcan una agenda clara para el futuro inmediato.

Crown Point habría cerrado la compra de un mítico bloque petrolero

El mapa de la Cuenca del Golfo San Jorge se reconfigura. Los grandes jugadores venden sus activos y nuevos players llegan a la mítica región de la actividad hidrocarburífera. Crown Point se prepara para desembarcar en la provincia del Chubut de la mano de un mítico yacimiento.

En diálogo con Cadena Tiempo, el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce, adelantó que la petrolera habría comprado los activos de Tecpetrol en la Cuenca del Golfo San Jorge y se espera que la próxima semana habría novedades al respecto.

“Ya está casi cerrado el deal, el trato entre las empresas. Entendemos que la semana próxima podría haber novedades, así que somos optimistas en que en el corto o mediano plazo puede reactivarse también la actividad en ese yacimiento (El Tordillo)”, subrayó el funcionario.

“La empresa que está a punto de cerrar el trato es Crown Point, que es una empresa que ya tiene operaciones en Santa Cruz, así que entiendo que las empresas estarían por firmar con las actuales concesionarias”, destacó.

Crown Point lleva a cabo un ambicioso plan en el convencional.

El papel en Santa Cruz

Hay que recordar que el año pasado la compañía adquirió los bloques Piedra Clavada y Koluel Kaike en Santa Cruz. Se espera que estas adquisiciones permitan alcanzar una producción de 4.500 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d).

El costo total de la compra de Piedra Clavada y Koluel Kaike se estima en 12 millones de dólares, de los cuales Crown Point ya ha desembolsado 2,4 millones de dólares. La empresa ha diseñado un esquema de pago en especie durante los próximos 15 años, utilizando la producción de estas áreas para cubrir el monto restante.

Además, la compañía se comprometió a invertir 41,5 millones de dólares hasta 2026 en estas áreas, que actualmente producen cerca de 3.250 boe/d.

La adquisición no solo incrementará la producción, sino que también mejorará el perfil de reservas de Crown Point. Al 31 de diciembre de 2023, la compañía contaba con reservas probadas de 3,8 millones de boe, lo que representaba 8,3 años de producción.

Con la incorporación de las áreas en Santa Cruz, las reservas aumentarían en aproximadamente 30 millones de barriles, lo que extendería el horizonte productivo a 20 años.

Con la adquisición de Piedra Clavada y Koluel Kaike, estas áreas representarán el 70% de la producción total de la empresa, que también tiene operaciones en las áreas de Chañares Herrados y Puesto Pozo Cercado Oriental en Mendoza, y en Río Cullen, Las Violetas y La Angostura en Tierra del Fuego.

Acerca de Crown Point

Las actividades de exploración y desarrollo de Crown Point están concentradas en Tierra del Fuego (Cuenca Austral), Santa Cruz (Cuenca del Golfo San Jorge) y Mendoza (Cuencas Neuquina y Cuyana).

La compañía indicó, a través de un comunicado, que su estrategia está basada en construir una cartera de activos productivos, introducir mejoras en la producción y aprovechar oportunidades de exploración para sentar las bases de su futuro crecimiento.

Tecpetrol Conecta reunió a técnicos en formación con empresas locales en Neuquén

Este sábado 24 de mayo se llevó a cabo en la Ciudad de Neuquén la primera edición de Tecpetrol Conecta, una iniciativa impulsada por el programa ProPymes de Tecpetrol que busca potenciar la vinculación laboral del talento local con empresas de la industria energética.

La convocatoria reunió a más de 60 interesados que participaron durante 2024 de los programas educativos de Tecpetrol en localidades de la región, como Neuquén, Añelo, Rincón de los Sauces y Senillosa, entre otras.  En su mayoría, los asistentes fueron egresados de escuelas técnicas.

Las empresas participantes del encuentro fueron Equipel, BMK, Kompass, Crexell, Prodeng y TECSA, algunas de las integrantes de ProPymes en la Cuenca Neuquina, un programa orientado al desarrollo y fortalecimiento de proveedores regionales.

 

 

El rol de Tecpetrol

Durante la jornada, se llevaron adelante espacios de networking, charlas vocacionales, rondas de presentación con las compañías y talleres orientados a potenciar la empleabilidad de los participantes, incluyendo herramientas para fortalecer su marca personal, por ejemplo, en LinkedIn.

“Estos encuentros nos permiten confirmar que nuestro rol es clave para acompañar y facilitar el camino del talento local hacia las empresas de nuestra industria. Además de generar oportunidades de empleo de calidad, estas compañías permiten que los profesionales puedan desarrollarse en su tierra natal, generando un círculo virtuoso en la comunidad”, señaló Luis Lanziani, Supplier Development Sr. Manager de Tecpetrol.

Por su parte, Andrea Fernández, CORE Manager de Tecpetrol, agregó: “Desde el área de Relaciones con la Comunidad trabajamos para tender puentes entre los programas de formación y las oportunidades del mundo laboral. Por eso generamos este espacio que hace visible el talento local y lo vincula con la cadena de valor de Vaca Muerta”.

Tecpetrol Conecta surgió como una propuesta integral de colaboración entre actores estratégicos regionales, con foco en la formación, vinculación y retención de talento local. La iniciativa apunta a fortalecer la cadena de valor industrial, impulsar el desarrollo socioeconómico de las comunidades de la Cuenca Neuquina y contribuir a la sostenibilidad del crecimiento de la industria energética en Vaca Muerta.

Río Negro y Tecpetrol acuerdan inversiones de 22,5 millones de dólares

Mediante el Decreto 396/25 publicado en el Boletín Oficial, el Gobierno de Río Negro oficializó este lunes la aprobación del acuerdo de prórroga por 10 años de la concesión hidrocarburífera del área Agua Salada, firmado en marzo pasado por la secretaria de Estado de Energía y Ambiente, Andrea Confini, junto a Tecpetrol.

El acuerdo, que será enviado a la Legislatura para su tratamiento esta semana, extiende por diez años la concesión de este yacimiento clave, ubicado a 50 km al sur de la ciudad de Catriel, en la plataforma nororiental de la Cuenca Neuquina.

El área abarca 650 km² y al mes de marzo de 2025 registra una producción diaria de 505.000 m³ de gas y 141 m³ de petróleo, con 44 pozos activos. Es la segunda área productora de gas de la provincia, aportando el 18% del volumen total.

El nuevo plan de trabajo contempla un compromiso de inversiones por un mínimo de 22,5 millones de dólares, entre aportes firmes y contingentes. Se prevén cuatro perforaciones (dos en firme y dos contingentes) y once intervenciones o workover (ocho en firme y tres contingentes) durante el período 2025-2029.

Estas actividades están destinadas a sostener y mejorar la curva de producción del área, y se suman a las ya acordadas con otras empresas en el marco del proceso de prórroga en marcha.

Además, como parte del acuerdo, las empresas abonarán a Río Negro un Bono de Prórroga por 1.250.000 dólares, en concepto de compensación por la extensión del plazo de concesión.

Los acuerdos de Río Negro

La provincia ya contabiliza cinco acuerdos de prórroga con operadoras, asegurando una inversión total de 270,5 millones de dólares en concesiones hidrocarburíferas. Los convenios extienden los plazos de explotación de 11 áreas estratégicas hasta 2035 y 2037.

Los fondos generados por estos acuerdos serán dirigidos al financiamiento de infraestructura con impacto en sectores económicos, urbanos, de seguridad y saneamiento, así como a programas sociales, sanitarios, educativos y productivos.

Las áreas incluidas en los acuerdos representan actualmente el 45% de la producción de petróleo y el 58% de la producción de gas de la provincia.

A partir del conocimiento de las áreas, tras considerar su historial de producción y las campañas realizadas los últimos 10 años, la Secretaría de Hidrocarburos aprobó los planes de inversión que se ajustan a la realidad actual de cada yacimiento. En este sentido, está previsto que durante la extensión de los contratos las empresas realicen una veintena de nuevas perforaciones con el fin de continuar el sendero de recuperación de la actividad hidrocarburífera en Río Negro. Si los resultados de los proyectos en marcha son los esperados, las operadoras sumarán una cantidad similar de perforaciones extra.

Seguir trabajando

Además de los compromisos de inversión, las empresas aportarán 39,1 millones de dólares en ingresos extraordinarios para la provincia y destinarán 500 mil dólares anuales a programas de capacitación.

Según lo establecido en la Ley N° 5733, los municipios y comisiones de fomento solo podrán utilizar estos recursos para obras y equipamientos, con expresa prohibición de destinarlos a gastos corrientes.

En paralelo, el Gobierno de Río Negro continúa trabajando en la definición del futuro de otras 9 áreas cuya concesión vence entre 2026 y 2028. En estos casos, se priorizará la evaluación de los pasivos ambientales y la explotación racional. En aquellas concesiones donde no se alcancen acuerdos de prórroga, la provincia avanzará en su relicitación para asegurar la continuidad operativa y la remediación ambiental.

Tecpetrol perforó una rama horizontal de 3.582 metros en Vaca Muerta

La estandarización de las ramas laterales XXL es una tendencia que se consolida en Vaca Muerta. La primera en lograr el récord fue YPF, pero las compañías siguen trabajando sobre la eficiencia que significa el shale argentino. Tecpetrol es una muestra de ello.

La compañía del Grupo Techint logró un nuevo hito técnico al perforar una rama lateral de 3.582 metros de rama lateral con motor de fondo.

Según detalló Andrés Valacco, Drilling Senior Director de Tecpetrol, en su cuenta de LinkedIn, la operación se realizó gracias al equipo de operaciones y de campo de la compañía, Dual AgitatorZP de NOV y SmartSLIDE & SmartTOOLS de Nabors.

La sinergia de los tres equipos permitió alcanzar un tiempo de 3.51 min de pre-slide en curva y 5.9 min en lateral; un ROP Slide promedio: 17.78 m/h y 12.2 m/h en lateral; aplicar tecnología combinada: dual agitator + control direccional avanzado; y superar el límite anterior de MDF de 2600 m, con un nuevo récord de 3.582 metros.

 

 

Tecpetrol y una tendencia que se repite

El shale argentino representa un enorme desafío técnico, donde la eficiencia y la reducción de costos son las prioridades en una geología compleja. Las ramas laterales son el mejor ejemplo para seguir mejorando la productividad en Vaca Muerta.

Quien ostenta el récord de la rama lateral más larga es YPF. La empresa de mayoría estatal logró en noviembre del año pasado una rama lateral de 4948 metros y una longitud total de 8264 metros en el pozo LLL-1861(h), ubicado en Loma Campana. No solo es el más extenso en su tipo en Vaca Muerta, sino que además se perforó en un tiempo récord: 27 días.

Este avance plantea un nuevo estándar para toda la industria, que ahora apunta a extender las ramas horizontales a más de 3500 metros. La mejora en la productividad por pozo y la eficiencia operativa que esto permite es significativa.

Otro aspecto central en esta búsqueda de eficiencia es la optimización de los PADs (locaciones de perforación). Hoy, el máximo es de cuatro pozos por PAD, pero compañías como Pan American Energy (PAE) estudia llevar ese número a seis u ocho. Esto requeriría vencer obstáculos logísticos, como el alcance limitado de los equipos, que hoy se mueven hasta 40 metros mediante sistemas de cable.

Una de las propuestas consiste en reducir la distancia entre pozos de 12 a 6 o 7 metros. Esto permitiría un mejor control direccional al iniciar la perforación, aunque podría elevar los costos iniciales. Sin embargo, el objetivo es lograr un balance que no comprometa el presupuesto total del proyecto.