NOVEDADES

Vaca Muerta

YPF consigue áreas clave para Argentina LNG y Pluspetrol entra a VMI

YPF y Pluspetrol firmaron un acuerdo de intercambio de activos que redefine el posicionamiento de ambas compañías dentro de Vaca Muerta y consolida prioridades estratégicas vinculadas al desarrollo de gas y exportaciones. La operación se formalizó mediante comunicaciones a la Comisión Nacional de Valores y no implica desembolsos de efectivo entre las partes.

El acuerdo establece que Pluspetrol se incorpora como accionista de Vaca Muerta Inversiones S.A.U. (VMI), sociedad controlada por YPF que participa en áreas relevantes de la formación. A cambio, YPF pasa a concentrar el control total de tres bloques considerados clave para el proyecto Argentina LNG.

Según informó YPF a la CNV, la transacción se concretó el 22 de enero de 2026 y consiste en el intercambio del 44,44% de las acciones de VMI, de titularidad de YPF, por el 50% de participación que Pluspetrol mantenía en las áreas Las Tacanas, Meseta Buena Esperanza y Aguada Villanueva, todas ubicadas en la provincia del Neuquén.

Como resultado de este movimiento, YPF se convierte en titular del 100% de dichas áreas, fortaleciendo su posición en bloques estratégicos vinculados al desarrollo de gas natural y al abastecimiento de proyectos de licuefacción con destino exportador. Desde la compañía destacaron que el acuerdo no contempla erogaciones ni ingresos para las partes, más allá de eventuales ajustes menores al momento del cierre.

YPF logra un nuevo récord.

Reordenamiento de activos con foco en el GNL

Las áreas que YPF consolida a partir de este swap forman parte del entramado territorial necesario para el desarrollo del proyecto Argentina LNG, una de las principales apuestas de la compañía para ampliar la capacidad exportadora de gas natural argentino en los próximos años.

Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas son bloques que permiten integrar producción, infraestructura y logística en una misma estrategia, alineada con la creciente producción de gas no convencional de Vaca Muerta. El control total de estas áreas le otorga a YPF mayor flexibilidad operativa y capacidad de planificación de largo plazo.

Desde Pluspetrol, el comunicado enviado a la CNV precisó que la empresa transfiere el 100% de su participación en las tres áreas, equivalente al 50% del total de cada concesión, y recibe a cambio una participación accionaria del 44,44% en Vaca Muerta Inversiones S.A.U.

VMI es una sociedad que actualmente es titular del 45% de participación en los contratos de Unión Transitoria y Acuerdo de Operación Conjunta correspondientes a los bloques La Escalonada y Rincón de la Ceniza, dos áreas relevantes dentro del desarrollo no convencional en Neuquén.

Señal de alerta: Shell analiza vender sus activos en Vaca Muerta

Shell evalúa una salida parcial o total de Vaca Muerta en el marco de un reordenamiento global de su portafolio de activos. Según reveló la agencia Reuters, la petrolera anglo-holandesa ya habría contactado a posibles interesados para desprenderse de sus participaciones en la formación no convencional, aunque la operación todavía no está definida.

De concretarse, la decisión representaría un fuerte impacto simbólico para el desarrollo de Vaca Muerta. Shell fue uno de los primeros grandes jugadores internacionales en apostar por el shale argentino, con su desembarco en 2012. Sin embargo, fuentes citadas por Reuters aclararon que la venta no está garantizada y que la compañía aún podría optar por conservar sus activos. Shell, por el momento, evitó hacer comentarios oficiales.

El posible movimiento se conoce pocas semanas después de que la empresa anunciara su retiro del proyecto Argentina GNL, la iniciativa de exportación de gas natural licuado liderada por YPF. Shell había llegado a tener una participación del 50% en ese desarrollo, del que se bajó formalmente a fines de diciembre de 2025.

Shell busca bajar sus emisiones de carbono en Vaca Muerta.

Shell reordena su porfolio

La estrategia responde a un proceso más amplio de reorganización interna impulsado desde la llegada de Wael Sawan como CEO global. En ese marco, Shell viene desprendiéndose de activos para mejorar su rendimiento financiero y equilibrar sus inversiones entre petróleo, gas y energías renovables. En línea con esa política, la compañía también planea abandonar el yacimiento sirio de al-Omar y analiza vender su participación en LNG Canada, según informó Reuters.

En la Argentina, Shell posee activos de peso en Vaca Muerta. Tiene el 90% de participación en los bloques Cruz de Lorena, Sierras Blancas y Coirón Amargo, y un 50% del área Bajada de Añelo, que comparte con YPF. Se trata de áreas estratégicas dentro del núcleo productivo de la Cuenca Neuquina.

La posible salida de Shell contrasta con el buen momento que atraviesa el sector energético local. Esta semana, el Gobierno nacional anunció el mayor superávit de la balanza comercial energética en 33 años, con un saldo positivo de US$ 7.800 millones, impulsado principalmente por el crecimiento de la producción en Vaca Muerta.

Shell evalúa la compra de BP

El antecedente: la salida de Argentina GNL

En diciembre de 2025, Shell confirmó su retiro del proyecto Argentina GNL, una iniciativa clave para monetizar el gas de Vaca Muerta mediante exportaciones por hasta US$ 15.000 millones anuales. En su comunicado, la empresa buscó relativizar el impacto de la decisión y explicó que su participación se había limitado a la etapa de pre-FEED, una fase preliminar de evaluación técnica y económica.

“Shell decidió no avanzar con la fase inicial del proyecto”, señaló la compañía, aunque aclaró que continuaba analizando opciones de expansión junto a YPF. Sin embargo, la presión de la petrolera estatal para acelerar los plazos y la incorporación de nuevos socios —la italiana ENI y la emiratí Adnoc— habrían influido en la decisión final.

Ya en noviembre, el CEO de YPF, Horacio Marín, había anticipado públicamente que la salida de Shell no sería un obstáculo para avanzar. “Estamos trabajando para cerrar el acuerdo, pero si no es Shell será otra compañía”, afirmó durante el Forbes Energy Summit.

En paralelo, MidOcean Energy LLC —firma en la que invierte Saudi Aramco— mantiene conversaciones preliminares para sumarse al proyecto, según informó Bloomberg. Incluso el presidente Javier Milei se reunió recientemente con ejecutivos de la compañía en Buenos Aires. JPMorgan, en tanto, está a cargo de estructurar la financiación para atraer unos US$ 14.000 millones, cerca del 70% del capital necesario.

El proyecto contempla la instalación de al menos dos buques de licuefacción flotantes frente a la costa atlántica, con una capacidad conjunta de 12 millones de toneladas anuales, y no se descarta sumar una tercera unidad en una etapa posterior.

El nuevo oleoducto de Trafigura permitió exportar shale oil a EEUU

Entre el 26 y el 30 de diciembre de 2025, el buque tanque VS Pride cargó 71.000 m³ de crudo de productores de la Cuenca Neuquina hacia Estados Unidos. La exportación se realizó desde la Posta de Inflamables N°3 en Puerto Galván, utilizando el sistema logístico de la Refinería de Bahía Blanca, y el Oleoducto Derivación recientemente inaugurado por Trafigura.

El aspecto central de esta operación fue el uso de este nuevo oleoducto, una inversión estratégica realizada por Trafigura junto con Oldelval, que permite la conexión directa del sistema troncal con la Posta de Inflamables N°3 en Puerto Galván, eliminando restricciones operativas y optimizando la capacidad de operación.

Salto cualitativo: velocidad y eficiencia

Gracias a esta nueva instalación, se logró eficientizar la operación de carga vía la conexión directa con el oleoducto troncal de Oldelval. La carga del VS Pride —un barco de 228 metros de eslora— y la sinergia con la Derivación permitió a la Refinería Bahía Blanca, en coordinación con el consorcio de Puerto Rosales, maximizar la eficiencia logística, conectando de forma directa la producción de la cuenca neuquina con el mercado internacional.

Esta operación consolida a Trafigura como una opción estratégica de logística para el petróleo proveniente de Vaca Muerta, demostrando que las inversiones en infraestructura de transporte son la llave para escalar el perfil exportador de la región.

El oleoducto fue inaugurado a comienzos de noviembre del año pasado, constituyendo un canal estratégico para el sistema de transporte de crudo del país que mejora la flexibilidad operativa y la capacidad exportadora de la Cuenca Neuquina.

El nuevo ducto, de 14 pulgadas de diámetro y 11 kilómetros de extensión, conecta el sistema troncal Allen–Puerto Rosales de Oldelval con la Refinería Bahía Blanca. La obra demandó una inversión superior a los 30 millones de dólares y fue ejecutada cumpliendo los más altos estándares de calidad, seguridad y medio ambiente.

La apuesta silenciosa de GeoPark en Vaca Muerta que ya empieza a sumar producción

La estrategia de GeoPark en Vaca Muerta comienza a tomar forma luego de completar la transición operativa de sus activos no convencionales en la Cuenca Neuquina. La compañía cerró 2025 consolidando su presencia en el shale argentino y delineando una hoja de ruta enfocada en crecimiento gradual, eficiencia operativa y desarrollo a largo plazo.

Durante el cuarto trimestre de 2025, GeoPark finalizó el takeover de los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, un proceso que se ejecutó sin incidentes y dentro de los plazos previstos. Esta etapa marcó un hito clave para la compañía, ya que le permitió asumir el control pleno de las operaciones y comenzar a implementar su propio modelo de gestión en Vaca Muerta.

La producción promedio alcanzada en el último trimestre del año fue de 1.234 barriles equivalentes de petróleo por día, impulsada principalmente por el bloque Loma Jarillosa Este, operado en un 100% por GeoPark. Si bien se trata de volúmenes aún acotados, la empresa destacó que este nivel inicial refleja el potencial de mejora a partir de intervenciones operativas y ajustes de infraestructura.

GeoPark pone primera en Vaca Muerta.

La transición operativa y los primeros resultados

Uno de los primeros focos de GeoPark tras asumir la operación fue optimizar el desempeño de los pozos existentes. En ese sentido, la compañía completó con éxito las tareas de run-in-hole para tubing y sistemas de levantamiento artificial en los tres pozos del Pad 1020, lo que permitió lograr un incremento promedio de producción del 25% en cada uno de ellos.

Estos trabajos se enmarcan en una estrategia de bajo riesgo técnico, orientada a capturar valor rápidamente antes de avanzar hacia campañas de perforación más intensivas. La compañía busca, en esta etapa, consolidar el conocimiento del reservorio, estabilizar la operación y sentar las bases para un desarrollo más escalable en los próximos años.

En paralelo, GeoPark avanzó con la preparación del Estudio de Impacto Ambiental de Loma Jarillosa, junto con otros permisos regulatorios necesarios para el crecimiento de la actividad. Este proceso resulta clave para habilitar futuras campañas de perforación y para asegurar previsibilidad en los tiempos de ejecución, uno de los desafíos recurrentes en Vaca Muerta.

La consolidación de la estructura local fue otro paso central en la estrategia de la compañía. GeoPark estableció una oficina operativa en la ciudad de Neuquén, que funciona como centro de ejecución y coordinación con contratistas, autoridades regulatorias y actores clave de la industria. Actualmente, cerca del 90% de los roles operativos están cubiertos por profesionales locales con experiencia en el shale neuquino.

Neuquén aprobó la llegada de Geopark a Vaca Muerta.

El plan de perforación y el camino al factory drilling

Con la transición completada y la operación estabilizada, GeoPark comenzó a proyectar la siguiente fase de crecimiento en Vaca Muerta. Para el primer trimestre de 2026, la compañía prevé cerrar los contratos de equipos y servicios, con el objetivo de movilizar un rig durante el mes de marzo y dar inicio a una nueva etapa de perforación.

El plan contempla la perforación de tres pozos stand-alone durante el segundo trimestre de 2026, dos de los cuales ya se encuentran perforados dentro de un pad de cinco pozos. Esta fase funcionará como instancia previa al lanzamiento del esquema de factory drilling, que la empresa proyecta iniciar hacia el cuarto trimestre de 2026.

La estrategia de factory drilling apunta a replicar en Vaca Muerta el modelo de eficiencia operativa que GeoPark desarrolló en otros activos de América Latina. El foco estará puesto en la reducción de costos por pozo, la estandarización de procesos y la optimización del uso de infraestructura compartida, un aspecto clave para mejorar la competitividad en el shale.

En ese marco, la compañía también avanzó en conversaciones con operadores vecinos para identificar sinergias operativas, tanto en servicios como en logística e instalaciones de superficie. Este enfoque colaborativo busca maximizar la eficiencia del desarrollo y reducir las barreras de entrada en una formación caracterizada por altos requerimientos de capital.

Con Vaca Muerta como punta de lanza: Neuquén cruzó la barrera de los 600 mil barriles

La producción bruta de hidrocarburos de la provincia del Neuquén registró en diciembre de 2025 un nuevo récord histórico, consolidando la tendencia de crecimiento sostenido del sector energético provincial, de acuerdo con datos del Capítulo IV de la Secretaría de Energía de la Nación.

En el caso del petróleo, la producción alcanzó los 601.274 barriles diarios, superando la barrera de los 600 mil barriles por día. Esto representa un incremento del 1,85% respecto de noviembre de 2025 y un crecimiento interanual del 28,62% en comparación con diciembre de 2024. En términos acumulados, la producción de petróleo de 2025 fue 24,7% superior a la registrada durante todo el año 2024.

El aumento mensual estuvo impulsado principalmente por una mayor producción en las áreas Loma Campana (+9.465 bbl/d), Bajo del Choique – La Invernada (+5.722 bbl/d), La Angostura Sur I (+3.715 bbl/d), Bandurria Sur (+1.900 bbl/d) y La Amarga Chica (+1.677 bbl/d).

El gas de Neuquén

Por su parte, la producción de gas natural alcanzó en diciembre los 90,81 millones de metros cúbicos diarios, lo que implica un incremento del 11,75% respecto de noviembre de 2025 y un crecimiento del 10,41% interanual. En el acumulado enero–diciembre, la producción de gas fue 1,74% superior a la del mismo período de 2024.

El crecimiento mensual del gas se explicó principalmente por el aumento en las áreas Aguada Pichana Oeste (+2,58 MMm³/d), El Mangrullo (+2,41 MMm³/d), Fortín de Piedra (+2,11 MMm³/d), Sierra Chata (+0,8 MMm³/d) y Aguada Pichana Este (+0,66 MMm³/d).

En cuanto a la participación por tipo de producción, el petróleo no convencional representó el 96,96% del total, con 582.972 barriles diarios, mientras que el gas no convencional explicó el 90,73% de la producción total, alcanzando los 82,39 millones de m³ diarios. De ese volumen, el gas shale aportó 72,61 millones de m³ diarios (79,96%) y el gas tight 9,78 millones de m³ diarios (10,77%).

Estos resultados ratifican el rol estratégico de Neuquén como principal provincia productora de hidrocarburos del país y el liderazgo de los desarrollos no convencionales en la matriz energética nacional.

Con energía de Vaca Muerta, Argentina cerró 25 meses seguidos con superávit comercial

El superávit de la balanza comercial argentina en 2025 tuvo un protagonista silencioso pero decisivo: Vaca Muerta. El yacimiento neuquino consolidó su rol como plataforma exportadora y permitió que el complejo energético se transformara en uno de los pilares del resultado positivo del comercio exterior, en un contexto de alta competencia internacional.

En diciembre, la balanza comercial registró un saldo favorable de USD 1.892 millones, resultado de exportaciones por USD 7.448 millones e importaciones por USD 5.556 millones. Detrás de esos números, el sector energético aportó un volumen creciente de divisas, apalancado en la expansión productiva y logística de los desarrollos no convencionales.

Las exportaciones de combustibles y energía mostraron un aumento significativo en cantidades, aun cuando los precios internacionales retrocedieron. Ese comportamiento refleja un cambio estructural: la Argentina ya no depende únicamente de los ciclos de precios, sino que comienza a sostener sus ventas externas sobre una base productiva más sólida y diversificada.

Vaca Muerta explica gran parte de ese proceso. El aumento sostenido de la producción de petróleo y gas permitió no solo abastecer el mercado interno, sino también generar excedentes exportables. La mayor disponibilidad de crudo liviano y gas natural posicionó al país como un proveedor regional confiable, con capacidad de responder a la demanda estacional y a contratos de mediano plazo.

Este nuevo perfil exportador tuvo un impacto directo sobre la balanza comercial. Durante años, la energía fue sinónimo de déficit por la necesidad de importar combustibles. En 2025, el escenario se revirtió: la energía pasó a ser una fuente neta de dólares, reduciendo la presión sobre las cuentas externas y fortaleciendo la estabilidad macroeconómica.

Vaca Muerta como eje del nuevo superávit

El peso de Vaca Muerta en el superávit no se limita a los números mensuales. La formación neuquina actúa como un vector de transformación del comercio exterior, al integrar producción, transporte e industrialización. Oleoductos, gasoductos y terminales portuarias comenzaron a articular un esquema exportador con mayor previsibilidad.

La balanza comercial energética también muestra un efecto multiplicador. Cada incremento en las exportaciones reduce la necesidad de importar combustibles y, al mismo tiempo, mejora el resultado global del intercambio. Esa doble contribución explica por qué el sector se convirtió en uno de los principales aliados del superávit comercial argentino en 2025.

En el acumulado anual, las exportaciones totales crecieron 9,3% interanual, mientras que las importaciones avanzaron 24,7%. Aun así, el país logró cerrar el año con un saldo positivo superior a los USD 11.000 millones. Sin el aporte de Vaca Muerta, ese resultado habría sido sensiblemente menor.

El desempeño de la formación neuquina también fortaleció la posición de la Argentina frente a sus socios comerciales. Chile, Brasil y otros mercados regionales aumentaron su participación como destinos de los envíos energéticos, consolidando un corredor exportador que gana relevancia en la estrategia geopolítica del país.

Petroleros explicará los detalles del acuerdo 2025/2026

El Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa convocó a una asamblea general informativa para este viernes a las 8:30 en el Predio de la Fiesta de los Productores de Añelo. El encuentro servirá para que la conducción gremial explique en detalle el acuerdo salarial alcanzado con las cámaras empresarias en la paritaria 2025/2026.

Aunque el acta todavía no fue difundida de manera oficial, este medio pudo saber que el entendimiento incluye una combinación de suma no remunerativa y un incremento en el salario básico. El esquema apunta a sostener el poder adquisitivo en un contexto de inflación que sigue siendo una variable clave para el sector.

La negociación estuvo atravesada por los datos del Índice de Precios al Consumidor, que fueron determinantes en el diálogo entre el gremio y las cámaras CEPH y CEOPE. En Neuquén, la inflación de diciembre fue del 2,6%, según la Dirección de Estadísticas y Censos provincial, mientras que a nivel nacional el INDEC registró un 2,8%.

Con esos números, la inflación acumulada de 2025 cerró en 31,5%, el nivel más bajo de los últimos ocho años, con un antecedente similar en diciembre de 2017, cuando el índice anual había sido del 24,8%. Ese escenario fue uno de los principales argumentos para definir el esquema de aumentos.

La variable que mira Petroleros

La última paritaria petrolera ya había previsto un mecanismo de seguimiento. En su artículo sexto, el acuerdo estableció la vigencia del período paritario entre abril de 2025 y marzo de 2026, con una reunión obligatoria a mediados de septiembre para revisar las variables económicas y del sector hidrocarburífero. Además, dejó abierta la posibilidad de encuentros extraordinarios ante eventuales cambios bruscos en el contexto.

En ese marco, las partes coincidieron en analizar el IPC como referencia para definir “qué se debe recomponer y de qué manera hacerlo”, según consta en el documento firmado entre el sindicato y las empresas.

Un acuerdo anual con revisión

Para la paritaria 2025/2026, el aumento total acordado es del 12% anual. El incremento se aplicará en cuatro tramos del 3% cada tres meses, calculados sobre la base salarial de abril de 2025. De esta forma, el impacto mensual promedio queda por debajo del 1%, aunque con una cláusula de revisión prevista para septiembre.

Esa instancia será clave para determinar si el esquema necesita ajustes en función de la inflación real. Desde el Ministerio de Capital Humano destacaron el entendimiento alcanzado entre las partes y remarcaron el valor del diálogo social como herramienta para garantizar previsibilidad y resguardo del empleo en la industria.

Luciano Rojas asume como Director Comercial de Total Austral

Total Austral, filial de TotalEnergies en Argentina, anunció el nombramiento de Luciano Rojas como nuevo Director Comercial de Total Austral en reemplazo de Soledad Lysak, quien asumió otras funciones dentro de la Compañía, en Francia.

Rojas regresa a Argentina tras desempeñarse como Senior Gas & LNG Negotiator de TotalEnergies en Casa Matriz (Francia), posición que asumió en septiembre de 2023. Con más de 23 años en la Compañía, ha ocupado roles estratégicos para las unidades de negocio de Exploración & Producción y Gas, Electricidad & Renovables, entre los que se destacan el liderazgo de la Gerencia Comercial y de la Gerencia de Estrategia de Total Austral.

“Estoy sumamente entusiasmado de regresar a mi país para iniciar una nueva etapa profesional. Asumo con plena convicción el desafío de consolidar nuestro rol como principal operador de gas en el país y pioneros en la integración energética del Cono Sur. Hoy, mi compromiso es continuar fortaleciendo ese liderazgo, maximizando el valor del gas y los líquidos producidos por la Compañía y capitalizando las oportunidades que emergen en el contexto actual, respaldados por equipos de excelencia”, expresó Rojas.

La visión de mercado de TotalEnergies

Por su parte, Sergio Martín Mengoni, Director General de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina, celebró el nombramiento: «Es un orgullo dar la bienvenida a Luciano en esta nueva etapa. Su experiencia será clave para consolidar el liderazgo de TotalEnergies en el país y continuar expandiendo mercados en la región, respaldados por un portafolio diversificado con presencia en las dos cuencas más productivas de Argentina y 5 centrales de energías renovables en distintos puntos del país. Seguiremos trabajando con el firme objetivo de reafirmar nuestro compromiso con el desarrollo de la industria energética nacional, el cual sostenemos desde hace casi 50 años»

Rojas es Licenciado en Comercio Internacional con orientación en Economía, graduado en la Universidad Argentina de la Empresa (UADE), y posee un posgrado en Economía del Petróleo y Gas del Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA). Su formación le ha brindado una sólida base en negocios y mercados energéticos, complementada con experiencia internacional que fortalece su visión estratégica en el sector.

Desde su nuevo rol, Luciano Rojas tendrá el desafío de impulsar la comercialización de gas natural y líquidos tanto en el mercado interno como en el externo, consolidando el liderazgo de TotalEnergies en el Cono Sur y contribuyendo a la ambición de ofrecer más energía, con menos emisiones siempre de manera más sostenible.

En Argentina, a través de su filial Total Austral, la compañía desarrolla actividades de exploración y producción de gas y petróleo en las provincias de Neuquén y Tierra del Fuego desde 1978. Con más de 1.100 colaboradores en el país, opera el 25% de la producción de gas nacional, siendo así la primera operadora de producción privada de Argentina. También está presente en el sector de energías renovables con la operación de centrales eólicas y solares, además de comercialización de gas natural y lubricantes.

Y-FRED: la fórmula argentina para sacar más petróleo de Vaca Muerta

Vaca Muerta requiere enfocarse tecnologías que permitan llevar los niveles de eficiencia al siguiente nivel. Las compañías buscan que la producción de los pozos sea cada vez más redituable y, para eso, es necesario encontrar soluciones propias en el shale neuquino.

YPF es una de las compañías que lidera esa aventura y le encargó a Y-TEC trabajar en un proyecto que permita mejorar los costos. Y-FRED es el nombre del polímero de diseño desarrollado especialmente para las etapas de fractura en Vaca Muerta.

“Es una solución pensada a medida para Vaca Muerta, que combina eficiencia técnica con competitividad económica. Gracias a su diseño molecular, permite operar mejor y a menor costo, con ensayos de laboratorio que ya muestran mejoras muy significativas frente a los productos comerciales disponibles”, sostuvo Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, en una visita que realizó en las instalaciones de Y-TEC.

“Hacer más competitiva a Vaca Muerta también implica desarrollar soluciones propias, alineadas a nuestra operación y al talento de nuestros equipos”, agregó el pope de la empresa de mayoría estatal.

Según informó Y-TEC, el polímero Y-FRED es la combinación de ciencia aplicada, desarrollo local y trabajo integrado con la operación para acelerar resultados y crear valor para el negocio.

Las particularidades del shale

Tal como viene informando +e, la próxima etapa de Vaca Muerta no estará centrada solo en perforar más pozos, sino en recuperar el petróleo que aún permanece atrapado en la roca. La industria busca diferentes técnicas para sumar millones de barriles de petróleo y el uso de polímeros parece ser el camino para seguir.

La recuperación terciaria (EOR, por sus siglas en inglés) consiste en inyectar compuestos químicos que modifican las propiedades del reservorio para facilitar el flujo del crudo hacia los pozos productores. Aunque su aplicación en yacimientos convencionales está ampliamente probada, el verdadero desafío es adaptarla a las condiciones particulares del shale neuquino, caracterizado por baja permeabilidad, alta salinidad y temperaturas elevadas.

YPF revolucionó su modelo de trabajo.

Según explicó Álvaro Campomenosi, tecnólogo senior de I+D de Y-TEC, el potencial de Vaca Muerta contrasta con un factor de recobro muy bajo, que en promedio se ubica entre el 3% y el 7%. Esto implica que entre el 90% y el 98% del petróleo original queda en el subsuelo, aun cuando los pozos dejan de ser económicamente viables. Reducir esa brecha permitiría mejorar la rentabilidad y extender la vida útil de los desarrollos.

Los surfactantes cumplen un rol clave en este proceso. Estas moléculas reducen la tensión interfacial entre agua, petróleo y roca, y modifican la mojabilidad del reservorio. De ese modo, ayudan a liberar el crudo atrapado en los poros, facilitando su migración hacia las fracturas y, finalmente, hacia el pozo. Este fenómeno, conocido como imbibición espontánea, permite movilizar hidrocarburos que antes permanecían inmóviles.

En laboratorio, los resultados muestran que ajustar variables como salinidad, temperatura y concentración es fundamental para maximizar la eficiencia y evitar problemas operativos, como la formación de emulsiones. Sin embargo, el verdadero reto es trasladar estos resultados al campo, donde cada reservorio presenta características propias.

Del laboratorio a Vaca Muerta

Para ello, primero se realiza una caracterización detallada de fluidos y roca, que permite seleccionar la formulación química más adecuada. Luego se ejecutan pruebas piloto para validar el comportamiento en condiciones reales. También es clave asegurar la compatibilidad de los surfactantes con otros aditivos utilizados en la fractura hidráulica y su estabilidad dentro del reservorio.

El monitoreo posterior, mediante trazadores y análisis de salinidad y concentración, permite evaluar el desempeño de la química y su impacto en la producción. Campomenosi advirtió que una selección inadecuada puede no solo ser ineficiente, sino también dañar la formación.

DLS suma dos rigs para acompañar el crecimiento de Vaca Muerta

El desarrollo del shale en Vaca Muerta continúa impulsando una mayor demanda de servicios de perforación de alta complejidad. En ese contexto, DLS Archer y Patterson-UTI firmaron un acuerdo operativo que permitirá incorporar dos equipos perforadores de última generación, orientados a optimizar la eficiencia y la seguridad en las operaciones no convencionales de la Cuenca Neuquina.

La llegada de estos nuevos rigs se enmarca en el reciente contrato que DLS Archer suscribió con YPF, considerado el mayor acuerdo de perforación vigente en Vaca Muerta. La incorporación de tecnología de última generación busca acompañar el ritmo de actividad que proyecta la petrolera de mayoría estatal en sus áreas estratégicas de shale.

Los nuevos equipos están diseñados para operar en ambientes de alta exigencia, con foco en la optimización de tiempos, reducción de riesgos operativos y mejora del desempeño ambiental. Según explicaron desde la compañía, la iniciativa apunta a fortalecer la capacidad de respuesta frente a un mercado que muestra señales claras de expansión sostenida.

Vaca Muerta alcanzó un doble récord.

La apuesta de DLS por el shale

Gerardo Molinaro, vicepresidente de Land Drilling en DLS Archer, destacó la relevancia del acuerdo para la estrategia corporativa. “Nos permite expandir nuestra presencia en el mercado no convencional de Vaca Muerta, dar cumplimiento al nuevo contrato con YPF y anticiparnos a la mayor demanda de equipos perforadores de estas características”, afirmó el ejecutivo.

Molinaro también subrayó que esta decisión se vincula con el proceso de transformación iniciado hace dos años, tras la adquisición de ADA, empresa especializada en perforación con presión controlada. Esa operación permitió a DLS Archer diversificar su portafolio y consolidar su posicionamiento como proveedor integral para proyectos no convencionales.

El acuerdo con Patterson-UTI permitirá, además, optimizar recursos operativos, mejorar la coordinación entre compañías y ofrecer soluciones de alto valor agregado. Desde DLS remarcaron que el objetivo es seguir elevando los estándares de productividad, sin resignar los niveles de seguridad que exige la operación en formaciones complejas como Vaca Muerta.

Un contrato clave con YPF y una estrategia de largo plazo

El mayor contrato de perforación adjudicado por YPF a DLS Archer tiene una vigencia de cinco años y contempla la provisión y operación de siete equipos de perforación de última generación. Todos los rigs incorporan tecnología de punta y servicios de Perforación Controlada por Presión (Managed Pressure Drilling – MPD), una herramienta clave para optimizar la eficiencia operativa.

Este esquema incluye mejoras sustanciales en los estándares actuales de la industria, reforzando el compromiso conjunto con la seguridad, la eficiencia y el cuidado ambiental. Para DLS Archer, el acuerdo representa un paso decisivo dentro de su estrategia de crecimiento en el mercado argentino y regional.

La incorporación de los dos nuevos equipos de perforación se inscribe así en una etapa de fuerte expansión para DLS Archer en Vaca Muerta, acompañando el ritmo de desarrollo del shale y consolidando una alianza estratégica que continúa ganando peso dentro de la industria energética argentina.