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Vaca Muerta

Neuquén quedó a un paso de los 650.000 barriles diarios

La producción de petróleo de Neuquén volvió a marcar un máximo histórico durante junio de 2026. La provincia alcanzó los 648.114 barriles por día, un volumen que representa un crecimiento del 1,86% respecto de mayo y un salto del 30,48% frente al mismo mes del año pasado. El registro consolida el protagonismo de Vaca Muerta en la expansión de los hidrocarburos argentinos.

El desempeño también se refleja en el acumulado del año. Entre enero y junio, la producción de petróleo fue un 32,62% superior a la registrada durante el mismo período de 2025, una evolución que confirma la continuidad del crecimiento de la actividad en los principales desarrollos no convencionales de la provincia.

Los datos oficiales muestran que el incremento mensual estuvo impulsado por el aporte de varias áreas de Vaca Muerta. Bajo del Choique-La Invernada encabezó la lista con 11.183 barriles diarios adicionales, seguida por Cruz de Lorena, La Amarga Chica, Bajada de Añelo y La Calera, que también registraron fuertes incrementos.

El gas también alcanzó un máximo histórico

La producción de gas en Neuquén acompañó esa tendencia y estableció un nuevo récord provincial. Durante junio llegó a 118,64 millones de metros cúbicos diarios, lo que significó un incremento del 3,04% respecto de mayo y una mejora del 5,12% frente al mismo mes de 2025.

En el balance del primer semestre, la producción de gas acumuló una suba del 6,96% respecto del período enero-junio del año anterior. Aunque el crecimiento fue más moderado que el observado en petróleo, los datos reflejan una expansión sostenida del sistema productivo neuquino.

Las mayores variaciones mensuales se concentraron en La Calera, que sumó un millón de metros cúbicos diarios adicionales. También crecieron Sierra Chata, Aguada Pichana Oeste, Bajo del Choique-La Invernada, Loma La Lata-Sierra Barrosa y Bajada de Añelo, consolidando el aporte de los principales bloques gasíferos.

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El no convencional domina en Neuquén

Los números ratifican el peso que tiene el desarrollo no convencional dentro de la matriz hidrocarburífera de Neuquén. En junio, la producción de petróleo proveniente de este segmento alcanzó los 630.234 barriles diarios, equivalentes al 97,24% del total extraído en la provincia.

En el caso del gas no convencional, el volumen llegó a 108,42 millones de metros cúbicos por día, lo que representó el 91,38% de toda la producción provincial. Dentro de ese universo, el shale gas explicó el 82,35% del gas producido en Neuquén, confirmando el predominio de este tipo de desarrollo.

El informe oficial también aclaró que, para la elaboración de las estadísticas correspondientes a junio, se utilizaron estimaciones de producción para las áreas operadas por Bentia Energy, debido a la disponibilidad de la información al momento de confeccionar el relevamiento.

La ventana del gas asociado crece en Vaca Muerta de la mano de YPF

La producción de gas de YPF volvió a mostrar en junio una fotografía con dos realidades bien marcadas. Mientras el volumen total registró una baja respecto de mayo, los bloques que producen gas asociado dentro del hub petrolero de Vaca Muerta siguieron ganando protagonismo. El cierre del primer semestre dejó una tendencia que comienza a consolidarse.

Junio fue el segundo mes en que la empresa de mayoría estatal concentra toda su producción en la Cuenca Neuquina con un volumen operado de 31,13 millones de metros cúbicos diarios, un 3,71% menos que en mayo. En la comparación interanual, la producción de la Cuenca Neuquina cayó 8,71%, mientras que el descenso llega al 14,05% si se mide contra la producción total que YPF tenía un año atrás.

Más allá de esa baja, el detalle por áreas muestra que la dinámica productiva empieza a desplazarse hacia los desarrollos donde el petróleo y el gas avanzan de manera conjunta. En ese escenario sobresalen La Amarga Chica, La Angostura Sur I y también Loma La Lata-Sierra Barrosa, que lograron incrementos de dos dígitos durante junio.

El gas asociado gana espacio en el corazón de Vaca Muerta

El dato más llamativo aparece justamente en las áreas ubicadas dentro del principal hub petrolero de Vaca Muerta. La Amarga Chica elevó su producción hasta 1,701 millones de m3 diarios, con un crecimiento mensual del 16,1%, mientras que La Angostura Sur I alcanzó 1,520 millones de m3 por día, un 10,7% más que en mayo.

Ambos bloques forman parte de una zona donde el desarrollo está impulsado principalmente por el shale oil. A medida que aumenta la actividad petrolera también crece el volumen de gas asociado, un recurso que comienza a tener un peso cada vez mayor dentro de la producción de YPF y que modifica el mapa gasífero de la compañía.

El comportamiento de Loma La Lata-Sierra Barrosa también llamó la atención. El área produjo 5,251 millones de m3 diarios, equivalentes al 16,87% del total operado, y registró una suba mensual del 11,8%. Ese desempeño le permitió consolidarse como el segundo bloque gasífero más importante de la empresa.

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Los bloques históricos mantienen el liderazgo

A pesar del avance de las áreas asociadas al petróleo, el liderazgo continúa en manos de los grandes desarrollos gasíferos de la cuenca. Rincón del Mangrullo volvió a ocupar el primer lugar del ranking con 5,372 millones de m3 diarios, aunque sufrió una caída mensual del 12,6% y redujo su participación relativa.

Detrás aparecen Aguada de la Arena, con 4,463 millones de m3 diarios y una baja del 7,4%, Loma Campana, que prácticamente mantuvo su nivel de producción con 3,575 millones de m3 diarios y una leve mejora del 0,3%, y Río Neuquén, que produjo 3,388 millones de m3 diarios, apenas 0,9% menos que el mes anterior.

Cambios en el ranking de producción

El listado de las diez áreas con mayor producción presentó una única modificación respecto del mes anterior. El Orejano salió del ranking y su lugar fue ocupado por La Ribera Bloque I, que produjo 470 mil m3 diarios, equivalentes al 1,51% del total operado, aunque registró una baja mensual del 6,8%.

En la parte baja del ranking también aparece La Angostura II, con una producción de 610 mil m3 diarios y una disminución del 3% respecto de mayo. Aun así, la presencia simultánea de La Amarga Chica, La Angostura Sur I y La Angostura II refleja el creciente peso que adquieren los bloques del corredor petrolero dentro de la producción de gas.

Horacio Marín confirmó que YPF no bajará el precio de sus combustibles

La discusión sobre el precio de los combustibles volvió a instalarse luego de que el Brent registrara una baja respecto de los máximos alcanzados durante la tensión en Medio Oriente. Sin embargo, para YPF todavía no están dadas las condiciones para trasladar esa caída de manera inmediata al surtidor.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, sostuvo que el mercado energético aún atraviesa un escenario excepcional. Según explicó, el valor del barril no puede analizarse de forma aislada porque los combustibles refinados siguen cotizando por encima de lo que reflejaría únicamente el precio del crudo.

“El precio del barril de petróleo no está estabilizado. Lo que ocurrió con el Estrecho de Ormuz generó una escasez no solamente de crudos, sino también de productos destilados, como las naftas. Por eso hoy esos precios siguen mucho más altos”, afirmó en diálogo con Radio Rivadavia.

El impacto del mercado internacional sobre los combustibles

Marín explicó que la crisis generada por las amenazas sobre el Estrecho de Ormuz alteró el funcionamiento habitual del mercado energético. A su entender, el encarecimiento de las naftas y del diésel respondió a problemas de oferta que todavía no terminaron de normalizarse, aun cuando el petróleo retrocedió.

En ese marco, el ejecutivo remarcó que YPF mantiene una política de amortiguación de precios que evita trasladar automáticamente cada movimiento del mercado internacional a los consumidores. Esa estrategia, dijo, busca reducir la volatilidad sin recurrir a controles o regulaciones estatales.

“Nosotros dijimos que íbamos a hacer un buffer. No nos parecía que la gente, por un tema de oferta y demanda, tuviera que seguir soportando aumentos. Lo subimos más despacio y también lo bajamos más despacio”, aseveró.

Horacio Marín brindó detalles del plan de YPF para vender las áreas maduras.

La estrategia de YPF para recuperar el atraso

Según Marín, ese mecanismo también implica que, cuando las condiciones del mercado cambian, la empresa recupere parte del esfuerzo realizado durante los períodos de mayores costos internacionales. De esa manera, aseguró, se preserva el equilibrio económico sin afectar la competitividad del sector.

El presidente de YPF advirtió que una política distinta podría terminar perjudicando las inversiones que hoy impulsan el desarrollo de Vaca Muerta. En ese sentido, insistió en que el esquema aplicado evita distorsiones que terminarían afectando tanto a la compañía como a toda la industria.

“Cuando baje el precio, voy a recuperar lo que te ayudé, porque si no sería una regulación. Y si hay regulación, no hay inversiones en Vaca Muerta. Lo que hicimos en Argentina me parece que está muy bien hecho”, consideró.

Por qué todavía no llegó el momento de bajar las naftas

Horacio Marín también comparó la situación argentina con la de otros mercados internacionales y señaló que, pese a la volatilidad reciente, los valores locales permanecen por debajo de los registrados en varios países europeos, donde los consumidores pagan precios considerablemente más altos por los combustibles.

El CEO sostuvo que el objetivo es alcanzar un punto de equilibrio antes de aplicar una reducción en los surtidores. Mientras tanto, explicó que la compañía continúa monitoreando la evolución del mercado internacional y, especialmente, el comportamiento de los precios de los productos refinados.

“Todavía no llegamos al valor del equilibrio para bajar el precio de la nafta. Con estos precios internacionales, ese momento se dilata más”, destacó.

Rincón de Aranda fue declarado como Proyecto de Exportación Estratégica de Largo Plazo

La aprobación del RIGI para el proyecto de Pampa Energía en Rincón de Aranda marca un paso decisivo para uno de los desarrollos de Vaca Muerta que más creció durante el último año. El Ministerio de Economía oficializó la adhesión mediante la Resolución 1025/2026 y calificó la iniciativa como Proyecto de Exportación Estratégica de Largo Plazo.

La iniciativa contempla una inversión estimada de U$S 4.522 millones que se ejecutará hasta 2041. El plan incluye la perforación y completación de 259 pozos horizontales, una nueva planta de tratamiento para petróleo y gas, además de la infraestructura necesaria para transportar la producción desde el área.

El proyecto fue presentado por la sucursal dedicada de Pampa Energía para Rincón de Aranda y, de acuerdo con la normativa vigente, únicamente los nuevos pozos que se perforen después de la adhesión quedarán alcanzados por los beneficios del régimen. Los pozos actualmente en producción permanecen excluidos.

El proyecto apunta a acelerar la producción de shale oil

El desarrollo se llevará adelante sobre un bloque de 237 kilómetros cuadrados ubicado en Vaca Muerta. La planificación contempla ramas laterales de hasta 3.000 metros distribuidas en tres niveles productivos, una configuración que busca maximizar el aprovechamiento del reservorio.

Además de los pozos, el plan incorpora una planta con capacidad para procesar 45.000 barriles diarios de petróleo y 800.000 metros cúbicos diarios de gas. También prevé la construcción de oleoductos, gasoductos y las instalaciones necesarias para la disposición del agua utilizada durante las operaciones de fractura hidráulica.

Desde Pampa Energía destacaron que: “La aprobación del RIGI es muy importante porque nos permite acelerar las inversiones. Podremos desarrollar la parte norte del área, acelerar el ramp-up y extender el plateau de producción“.

Rincón de Aranda es la gran apuesta de Pampa Energía en Vaca Muerta.

Exportaciones por U$S 17.000 millones y nuevos empleos

Según la presentación realizada por la compañía ante la Comisión Nacional de Valores, el objetivo es destinar el 100% del petróleo producido al mercado internacional. Bajo ese escenario, las exportaciones acumuladas durante la vida útil del proyecto alcanzarían unos U$S 17.000 millones.

La aprobación llega cuando Rincón de Aranda atraviesa una etapa de fuerte expansión. Durante 2025, el bloque pasó de producir menos de 1.000 barriles diarios a acercarse a los 20.000 barriles diarios, convirtiéndose en el principal motor del crecimiento petrolero de Pampa Energía.

Para 2026, la empresa prevé destinar alrededor de U$S 770 millones exclusivamente al desarrollo del área. El programa contempla perforar 20 nuevos pozos y completar otros 35, apoyado en un costo de extracción cercano a los U$S 10 por barril, uno de los más competitivos de Vaca Muerta.

Las proyecciones de la compañía apuntan a elevar la producción desde los actuales 19.000 barriles diarios hasta unos 25.000 barriles diarios durante los primeros meses del año y alcanzar cerca de 28.000 barriles diarios con la incorporación de una planta de procesamiento temporal. El objetivo de largo plazo es consolidar una meseta cercana a 45.000 barriles diarios hacia 2027.

 

Vaca Muerta: GeoPark suma un rig dedicado por tres años y avanza con el fracking en Loma Jarillosa Este

GeoPark cerró el segundo trimestre de 2026 con una producción consolidada de 27.271 barriles equivalentes de petróleo por día, prácticamente sin cambios respecto al trimestre anterior. Pero el dato que la compañía quiso destacar no está en Colombia, donde concentra la mayor parte de su operación, sino en Vaca Muerta.

Ahí la producción todavía es chica, apenas 1.400 barriles diarios, casi igual que en el primer trimestre. El número no dice mucho por sí solo. Lo que cambia es el ritmo de obra: durante el trimestre la empresa terminó de perforar tres pozos horizontales nuevos en el Pad 1030, dentro del bloque Loma Jarillosa Este.

Cada sección horizontal demandó en promedio 14,2 días de perforación, con una extensión lateral de 2.450 metros. Son cifras que en la jerga del sector marcan eficiencia: menos días de rig significan menos costo por pozo, algo clave para sostener un desarrollo masivo en Vaca Muerta.

H&P y GeoPark sellan un acuerdo para desplegar un nuevo equipo de perforación en Vaca Muerta

El fracking avanza, la producción todavía espera

La campaña de fractura hidráulica en esos cinco pozos del Pad 1030 llevaba, a fines de junio, 119 de las 218 etapas planificadas. Es decir, poco más de la mitad del trabajo. Recién cuando termine esa fase la compañía podrá empezar a poner esos pozos en producción real.

GeoPark también perforó dos pozos verticales adicionales, pensados para disposición de agua y monitoreo. No suman producción, pero son parte de la infraestructura que necesita cualquier desarrollo no convencional para funcionar sin sobresaltos operativos ni ambientales.

Un dato que destrabó buena parte de este avance: la Evaluación de Impacto Ambiental de Loma Jarillosa Este quedó aprobada en junio. Con ese permiso en mano, la empresa puede avanzar con toda la perforación futura prevista para el bloque sin depender de autorizaciones puntuales.

GeoPark pone primera en Vaca Muerta.

 

Un rig propio por tres años

La noticia más concreta del trimestre fue el contrato firmado con Helmerich & Payne: un acuerdo por tres años para tener un equipo de perforación dedicado, con sus servicios asociados, para desarrollar Loma Jarillosa Este y también Puesto Silva Oeste. El primer pozo con ese rig arrancaría a fines del cuarto trimestre.

Tener un rig asegurado por tres años cambia la lógica de planificación. GeoPark ya no depende de conseguir equipo disponible en un mercado que en Vaca Muerta suele estar bastante ajustado, sobre todo cuando varias operadoras compiten por los mismos contratistas al mismo tiempo.

En paralelo, la compañía firmó acuerdos con Pan American Energy para procesamiento y exportación de crudo, con vigencia hasta fines de 2027 y opción de extenderlo. El convenio de exportación le da acceso a los terminales de Puerto Rosales y Punta Colorada, dos puntos clave para sacar producción desde la cuenca neuquina.

GeoPark comenzó a perforar en Vaca Muerta con una inversión de hasta USD 100 millones y apunta a multiplicar su producción en Neuquén.

La apuesta grande: el régimen RIGI

El movimiento con más impacto potencial todavía está en trámite. GeoPark, junto con Gas y Petróleo del Neuquén, presentó la solicitud para sumarse al RIGI, el régimen de incentivos para grandes inversiones que el gobierno argentino diseñó para atraer capital hacia proyectos de gran escala.

Si el ingreso al régimen se concreta, la compañía habla de una inversión superior a 1.000 millones de dólares para acelerar el desarrollo del hub no convencional. El objetivo declarado es pasar de 1.500 a 20.000 barriles diarios en un plazo de tres años, un salto de más de diez veces.

Es una meta ambiciosa incluso para los estándares de Vaca Muerta, donde varias compañías vienen anunciando planes de expansión agresivos. GeoPark deberá sostener el ritmo de perforación, completar el fracking pendiente y esperar definiciones regulatorias que todavía no están cerradas.

La compañía presentará sus resultados financieros del trimestre el 4 de agosto, con conferencia para inversores al día siguiente.

Vista Energy avanza con el RIGI y una inversión de US$5.800 millones en Bandurria Norte

Vista Energy formalizó ante el Gobierno la solicitud de adhesión al RIGI para desarrollar Bandurria Norte, un bloque de Vaca Muerta donde todavía no hay pozos en producción. El proyecto contempla una inversión de US$5.800 millones y marca un paso más en la expansión de la petrolera que fundó y preside Miguel Galuccio.

El área tiene 26.500 acres, unas 10.700 hectáreas, y está operada en su totalidad por Vista, que controla el 100% de la participación. Se trata, además, del primer desarrollo de la compañía por fuera de su hub operativo tradicional en la cuenca neuquina, un dato que no pasó desapercibido entre los analistas del sector.

La presentación se dio el mismo día en que el Gobierno aprobó otro proyecto RIGI, el de Pampa Energía para Rincón de Aranda, por US$4.500 millones. Dos anuncios que confirman el ritmo que está tomando el régimen de grandes inversiones en Vaca Muerta durante este año.

Un plan que apunta a 332 pozos nuevos

El proyecto de Bandurria Norte prevé la perforación y completación de 332 pozos nuevos, con el objetivo de llegar a una producción de alrededor de 50.000 barriles equivalentes de petróleo por día. Es una escala considerable para un bloque que hoy arranca de cero.

A eso se suma un paquete de infraestructura pensado para sostener esa producción: una batería con capacidad para procesar cerca de 40.000 barriles de petróleo, una estación compresora, más oleoductos y gasoductos que conecten el área con el resto del sistema de transporte.

Nada de esto es sorpresa, en realidad. Galuccio ya había anticipado la jugada en abril, durante la presentación de resultados del primer trimestre, cuando habló de dos proyectos en danza para el RIGI: Bandurria Norte y Aguada Mora.

Una petrolera que no deja de crecer

Vista llega a este anuncio consolidada como el principal productor independiente de petróleo del país y el mayor exportador de crudo. No es un dato menor para entender por qué apuesta a un bloque nuevo, con toda la incertidumbre que eso implica.

Los números del segundo trimestre de 2026 acompañan esa lectura: la producción total llegó a 156.000 boe/d, un 32% más que un año atrás, mientras los ingresos treparon a US$1.150 millones, un 89% por encima del mismo período de 2025.

Ese crecimiento no fue orgánico solamente. Este año Vista sumó los activos de Petronas en La Amarga Chica y también los de Equinor en la cuenca, dos operaciones que ampliaron su escala y reforzaron su base de reservas en Vaca Muerta.

Qué busca Vista Energy con el régimen

El atractivo del RIGI pasa por los beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios que ofrece a las grandes inversiones, algo que según Galuccio resulta clave para mejorar la rentabilidad de bloques que todavía no están desarrollados como Bandurria Norte.

Sin ese marco normativo, according to lo que planteó la propia compañía, el desarrollo masivo de este tipo de áreas recién se habría priorizado cerca de 2030. Ahora, el objetivo de Vista es acelerar ese calendario y sumar volumen exportable de crudo desde la Cuenca Neuquina.

La minería de San Juan mira a Vaca Muerta: impulsan un instituto para capacitar 1.000 trabajadores por año

El crecimiento de los grandes proyectos de minería en San Juan abrió un debate que hasta hace poco parecía reservado al desarrollo de Vaca Muerta: cómo formar trabajadores y proveedores al ritmo que exige una industria en expansión. Con ese objetivo, la Cámara Minera de San Juan comenzó a trabajar en un proyecto inspirado en el Instituto Vaca Muerta, una iniciativa que busca reducir la brecha entre la demanda de personal calificado y la oferta disponible.

La propuesta apunta a construir un esquema de capacitación permanente que no solo prepare a quienes ingresarán directamente a una operación minera, sino también a toda la red de empresas que forman parte del ecosistema productivo. La intención es adaptar una experiencia que ya comenzó a implementarse en Neuquén y que surgió como respuesta a la falta de perfiles especializados.

“En Vaca Muerta vos tenés un instituto; nosotros estamos hablando con la gente de Vaca Muerta para ver desde la Cámara Minera cómo hicieron ellos este instituto, que tiene seis meses de creación debido a la demanda de mano de obra especializada que ellos tienen y que no encuentran”, explicó Sandra Barceló, directora ejecutiva de la Cámara Minera de San Juan, en diálogo con Código Minero.

Un modelo que busca reducir la brecha entre la formación y el empleo

Según explicó Barceló, el interés no pasa solamente por replicar una estructura educativa, sino por incorporar un sistema que acompañe a los trabajadores incluso después de finalizar la capacitación. Ese seguimiento es uno de los aspectos que más llamó la atención de la entidad sanjuanina durante las conversaciones con los responsables del proyecto neuquino.

“Este instituto es exclusivamente para 1.000 personas que egresan al año y no solamente egresás y tenés, por ejemplo, simuladores, parte teórica y parte práctica, sino que también tenés un acompañamiento para saber cómo saliste de esa capacitación“, sostuvo.

La directora ejecutiva remarcó que el desafío excede al sistema educativo y requiere un compromiso compartido entre el Estado y el sector privado. A su entender, el crecimiento de la industria minera obliga a pensar una política de formación sostenida que involucre a operadoras, proveedores e instituciones.

“Estamos hablando de esto de educación de una forma ya para tomar decisiones y comprometer a todos, porque no es responsabilidad nada más del Estado, también es responsabilidad de las empresas privadas operadoras y proveedores. Y así lo vio Vaca Muerta, así lo está implementando y nosotros estamos hablando para poder copiar ese modelo.”

La capacitación también alcanza a los proveedores mineros

Para Barceló, uno de los principales aprendizajes que deja la experiencia de Vaca Muerta es que la capacitación no puede limitarse al personal que trabaja dentro de una mina. El crecimiento de la actividad también demanda empresas proveedoras con estándares técnicos cada vez más altos.

“No es capacitar nada más la gente que va a trabajar en forma directa con la minería, es capacitar también a la gente que va a trabajar como proveedor y como parte de la cadena de proveedores de esa compañía minera, que todos deben estar especializados”, aseveró.

En esa línea, explicó que la Cámara Minera busca desarrollar herramientas concretas para que quienes quieran incorporarse al ecosistema minero puedan acceder a un proceso de formación acorde con las necesidades reales de las compañías.

“Estamos tratando de accionar para prontamente tener herramientas para brindar y que quienes quieran trabajar en el ecosistema minero tengan un proceso de formación. El proveedor minero es un socio estratégico también de la compañía”, consideró.

La dirigente consideró que esa mirada integral permitirá mejorar la competitividad del sector y facilitar el cumplimiento de los estándares que exigen las empresas que desarrollan proyectos de gran escala en la provincia.

El proyecto minero Josemaría consiguió la aprobación ambiental en San Juan, con cambios en agua, producción y vida útil que redefinen su desarrollo.

El desafío de cumplir con la Ley de Desarrollo Local

La creación de un instituto de estas características también aparece vinculada a la Ley de Desarrollo Local, que fija compromisos de contratación de trabajadores y proveedores locales a medida que avanzan los proyectos mineros.

“San Juan puede soñar porque lo amerita, porque la actividad lo amerita, porque lo necesitamos y porque vamos a trabajar para que así sea. Estamos desde la Cámara trabajando en ese proyecto y hablando con la gente que hizo lo mismo en Vaca Muerta para nosotros poder adaptarlo a lo que es la minería”, afirmó.

Barceló sostuvo que disponer de un sistema de capacitación permitirá que las empresas encuentren personal preparado dentro de la provincia y evitar que la falta de perfiles especializados se convierta en un obstáculo para cumplir con las exigencias previstas en la normativa.

“La ley da un cumplimiento en etapas y según el desarrollo del proyecto. Por eso tenemos que tener ese instituto y las capacitaciones necesarias para poder dar cumplimiento a la ley y no entrar por el lado de la exhibición diciendo: ‘No tengo gente para tomar’. Queremos ayudar y queremos estar dentro del ecosistema preparando a la gente”, ponderó la directora ejecutiva de la Cámara Minera de San Juan.

Narambuena impulsa la producción del hub norte de Vaca Muerta

Narambuena volvió a ser la gran sorpresa dentro del mapa productivo de YPF. Mientras la producción total de petróleo de la compañía permaneció prácticamente estable durante junio, el bloque ubicado en la ventana norte de Vaca Muerta registró un crecimiento mensual del 25,3%, el mayor entre todas las áreas operadas por la empresa, y escaló dos posiciones dentro del ranking de producción.

Los datos de la Secretaría de Energía analizados por el consultor Fernando Salvetti establecen que YPF produjo 348.521 barriles diarios en junio, apenas un 0,86% menos que el mes anterior. Sin embargo, detrás de esa aparente estabilidad empieza a consolidarse una tendencia: el avance de la actividad hacia el norte de la roca madre, donde la compañía busca ampliar el desarrollo del shale.

No es un dato aislado. El bloque ya había ingresado al top diez en mayo y volvió a acelerar durante junio, una señal de que la ventana norte de Vaca Muerta comienza a ganar peso dentro del portafolio de YPF.

El peso de Loma Campana

Mientras Narambuena fue el bloque de mayor crecimiento mensual, los grandes desarrollos de Vaca Muerta continuaron concentrando la mayor parte de la producción de YPF. Loma Campana volvió a liderar con 86.469 barriles diarios, equivalentes al 24,8% del total operado, pese a registrar una caída mensual del 2,8%.

El segundo lugar quedó para La Amarga Chica, que produjo 82.994 barriles diarios y fue uno de los bloques de mayor aporte al crecimiento del mes, con una suba del 5,8%. Detrás se ubicó Bandurria Sur, con 60.269 barriles diarios, aunque en este caso la producción retrocedió un 5,9% respecto de mayo.

Más atrás aparecieron La Angostura Sur I, con 42.283 barriles diarios y una mejora mensual del 3,7%; Aguada del Chañar, con 17.163 barriles diarios y una caída del 8,5%; La Angostura Sur II, con 11.644 barriles diarios (-8,8%); y Chachahuen Sur, que produjo 10.515 barriles diarios, un 3,7% menos que el mes anterior.

YPF revolucionó su modelo de trabajo.

Se completa el Top 10

Con una producción de 6.108 barriles diarios, Narambuena aumentó un 25,3% respecto de mayo, el mayor incremento mensual entre todas las áreas operadas por YPF. El bloque volvió a escalar dos posiciones dentro del ranking de producción y ya se ubica octavo entre los principales activos de la compañía.

El top diez se completa con Chihuido de la Sierra Negra, que produjo 5.386 barriles diarios (-5,5%), y Loma La Lata-Sierra Barrosa, con 5.127 barriles diarios (+1,8%).

La producción de 348.521 barriles diarios que alcanzó YPF en junio significó apenas un 0,86% por debajo del registro de mayo. El dato corresponde al segundo mes consecutivo en el que toda su producción proviene de la Cuenca Neuquina, luego de retirarse de los campos maduros de las demás regiones productoras.

Las cifras difundidas por la Secretaría de Energía muestran que la estabilidad mensual convivió con una dinámica diferente cuando la comparación se hace contra el mismo período del año pasado. En ese caso, la producción total retrocedió 1,39%.

Sin embargo, al aislar únicamente la Cuenca Neuquina, el desempeño cambia de signo. Allí, la producción de petróleo de YPF registró un crecimiento interanual del 17,94%, reflejando el peso cada vez mayor que tienen los desarrollos no convencionales de Vaca Muerta dentro del negocio de la compañía.

Vaca Muerta: retiraron 251 tapones en solo cinco corridas de coiled tubing

En Vaca Muerta, los récords empezaron a sucederse casi sin pausa. La última marca llegó de un pad de cinco pozos, donde un equipo de intervención terminó la limpieza de tapones con coiled tubing en tiempos que sorprendieron incluso a los propios operarios.

La tarea, a cargo de Proshale con el apoyo de Superior Energy Services en el servicio de coiled tubing, consistió en retirar 251 tapones distribuidos entre los cinco pozos, algo que en la jerga de la industria se conoce como drill-out.

Cada pozo alcanzó una profundidad total promedio cercana a los 6.100 metros, una cifra que en Vaca Muerta ya no asombra tanto como hace pocos años, pero que sigue exigiendo precisión técnica y coordinación entre las cuadrillas que trabajan sobre el pad.

Herramientas pensadas para el shale argentino

Según informó Proshale en su página de LinkedIn, para completar la intervención se usaron dos configuraciones distintas de BHA (bottom hole assembly). Tres de los pozos se trabajaron con un ensamble de 2,88 pulgadas, mientras que en los dos restantes se combinó ese diámetro con uno de 3,13 pulgadas.

El set de herramientas incluyó un motor de fondo, una herramienta de alcance extendido y una válvula multiciclo que permite mantener un caudal alto durante los viajes cortos dentro del pozo, sin necesidad de recurrir al tradicional drop de bolas para activarla.

Esa válvula multiciclo, según fuentes de la operación, fue clave para agilizar los tiempos: al activarse de forma hidráulica, evita maniobras adicionales y reduce el riesgo asociado a cada intervención, un punto sensible cuando se trabaja con cinco pozos en simultáneo.

Una racha que no da tregua

No es la primera vez que Vaca Muerta bate una marca de este tipo. En enero de 2025, otro equipo había completado el pozo horizontal más largo de la roca madre, con 7.436 metros de profundidad y 66 tapones rotados en apenas 46 horas.

Meses después, en noviembre, la vara se corrió todavía más lejos: un pozo de YPF llegó a los 8.340 metros con 84 tapones removidos, la perforación más extensa registrada hasta entonces en toda la cuenca neuquina, según trascendió en su momento.

El clima tampoco jugó a favor esta vez. Con condiciones adversas durante buena parte de la campaña, las transiciones entre pozo y pozo se resolvieron incluso más rápido de lo previsto, sin que la seguridad operativa quedara relegada en ningún tramo del trabajo.

Pampa Energía ingresa al negocio de los fertilizantes con una mega planta de urea en Bahía Blanca

Pampa Energía construirá una planta de producción de urea granulada en el Polo Industrial de Bahía Blanca, que hacia fines de 2029 producirá 2,1 millones de toneladas anuales de urea. Será el comienzo de un nuevo negocio para Pampa Energía y abrirá una nueva fuente de generación de divisas para el país, con un aporte estimado de alrededor de 1.000 millones de dólares anuales entre sustitución de importaciones y exportaciones.

La producción tendrá como principal mercado de exportación a Brasil, que importa entre 7 y 8 millones de toneladas de urea por año. El proyecto ya fue presentado para su adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, afirmó que “Es la decisión de inversión más importante en la historia de Pampa y la más grande que emprendemos en años. La Argentina depende de fertilizantes que llegan desde miles de kilómetros de distancia, desde regiones con alta inestabilidad geopolítica. Con esta planta, el país tendrá su propio abastecimiento de urea, más previsible y competitivo, y podrá exportar a la región y al mundo. Permitirá generar divisas, conquistar nuevos mercados y conectar el gas de Vaca Muerta con uno de los sectores más importantes de la economía argentina, como es el campo”.

Pampa Energía inició su exportación de gas a Brasil.

Los tiempos que proyecta Pampa Energía

Con un plazo de ejecución estimado de tres años y medio, el proyecto impulsará una importante generación de empleo y desarrollo para Bahía Blanca y su región. Durante la etapa de construcción demandará más de 3.500 puestos directos en su pico de obra, además de miles de empleos indirectos asociados a la cadena de valor. Una vez en operación, la planta generará alrededor de 300 empleos permanentes. Pampa priorizará la contratación de mano de obra local y de proveedores de Bahía Blanca y la región. Asimismo, ofrecerá oportunidades de incorporación a colaboradores de la compañía de otras áreas que deseen sumarse a este nuevo proyecto.

El proyecto estará a cargo de Tecnimont, parte de la Business Unit E&C Solutions de MAIRE, y SACDE. Tecnimont, líder global en ingeniería y ejecución de grandes proyectos industriales, se enfocará en las actividades de ingeniería y procurement, mientras que SACDE estará a cargo de la construcción. MAIRE combina las capacidades de ingeniería de proyectos de clase mundial de Tecnimont con el portafolio tecnológico líder de Nextchem —al frente de la Business Unit STS de MAIRE— para desarrollar proyectos industriales de gran escala a nivel global. Tecnimont cuenta con una sólida trayectoria en el sector de fertilizantes, habiendo completado más de 100 plantas de amoníaco y más de 75 plantas de urea en todo el mundo.

La tecnología será provista por Nextchem, a través de su subsidiaria Stamicarbon y KBR, dos de las compañías líderes a nivel mundial en tecnologías para plantas de fertilizantes.

Pampa Energía sigue creciendo en Vaca Muerta.

Una oportunidad para Argentina

Alessandro Bernini, CEO de MAIRE, comentó: “Esta adjudicación marca nuestra entrada en Argentina, diversificando aún más nuestra presencia geográfica, y pone de relieve nuestra capacidad de integrar las reconocidas capacidades de ejecución de proyectos de Tecnimont con el portafolio tecnológico de Nextchem para desarrollar proyectos industriales de gran escala en todo el mundo. Nos enorgullece contribuir al desarrollo de este complejo estratégico de fertilizantes en la región, que apoyará la monetización de las reservas de gas natural en el sector downstream doméstico y, al mismo tiempo, fortalecerá la producción de fertilizantes del país.”

Además, se construirá una planta de desalinización para abastecer de agua a la operación, junto con nueva infraestructura portuaria que contribuirá a incrementar el volumen de operaciones del puerto de Bahía Blanca.

Con este proyecto, Pampa podrá monetizar el gas de Vaca Muerta y aumentar la producción más allá de la demanda local. En lugar de exportarlo como materia prima, con esta planta, Pampa sumará valor agregado al gas natural, reducirá la dependencia del país de proveedores externos y generará una nueva fuente de divisas.

El complejo se emplazará sobre 80 hectáreas dentro del área portuaria de Bahía Blanca, con conexión directa a los gasoductos de Vaca Muerta. Contará con una planta de amoníaco, dos líneas de producción de urea granulada con capacidad combinada de 6.000 toneladas diarias, silos de almacenamiento y sistemas de carga a camiones y buques para exportación.