Paro por tiempo indeterminado en Santa Cruz: Petroleros exige inversiones y frena despidos

El Sindicato de Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz resolvió iniciar un paro por tiempo indeterminado en toda la provincia. La decisión fue tomada durante una asamblea general que reunió a unos 6.000 trabajadores y marcó un fuerte endurecimiento del conflicto con las operadoras.

La medida de fuerza fue anunciada por el secretario general, Rafael Güenchenen, luego de una votación a mano alzada realizada al cierre del encuentro. El dirigente sostuvo que la situación de la industria petrolera de Santa Cruz se agravó por la falta de inversiones y la caída de la actividad.

Durante su discurso, Güenchenen cuestionó a las empresas por no cumplir con los compromisos asumidos al momento de adjudicarse áreas hidrocarburíferas. Según planteó, las operadoras habían prometido ejecutar un amplio plan de inversión y perforación durante 2026, pero hasta ahora no avanzaron.

Reclamo por inversiones y perforación

El dirigente sindical sostuvo que las empresas cuentan con las condiciones necesarias para avanzar con los desembolsos previstos. De acuerdo con la posición del gremio, las operadoras comprometieron inversiones por alrededor de 1.200 millones de dólares, que debían destinarse principalmente a la perforación de nuevos pozos.

Desde el sindicato señalaron que la falta de actividad perforadora tiene un impacto directo sobre la producción y el empleo. Güenchenen advirtió que hace cerca de dos años que no se perfora un pozo en Santa Cruz, una situación que, según remarcó, aceleró la caída de la producción petrolera.

El líder sindical afirmó además que los trabajadores lograron sostener los yacimientos en un contexto adverso. En ese sentido, consideró que el personal mejoró los niveles de productividad y eficiencia, por lo que ya no existen argumentos válidos para frenar los proyectos de desarrollo hidrocarburífero.

Rechazo a los despidos y reducción de personal

Uno de los puntos más sensibles de la asamblea estuvo vinculado a la posibilidad de nuevos despidos. El gremio sostuvo que algunas operadoras analizan reducir dotaciones y avanzar con retiros, jubilaciones y esquemas de reorganización que afectarían el nivel de empleo petrolero.

Frente a esa situación, Güenchenen ratificó que el sindicato no aceptará que el ajuste recaiga sobre los trabajadores. También instruyó a la comisión directiva y al cuerpo de delegados para aplicar el criterio de alta por baja en cada uno de los yacimientos.

Ese mecanismo implica exigir que cada puesto que deje de existir por una jubilación, un retiro o cualquier otra modalidad sea cubierto de manera inmediata. El objetivo del sindicato es evitar una disminución de la plantilla y garantizar la continuidad de las fuentes de trabajo en los yacimientos.

Pedido al Gobierno para revertir áreas

En paralelo al reclamo dirigido a las empresas, el sindicato también elevó sus cuestionamientos hacia el Gobierno provincial. Güenchenen reclamó una intervención más activa de las autoridades y pidió que se revise la situación de las operadoras que no cumplen con sus compromisos.

El dirigente sostuvo que la provincia debería recuperar las concesiones de aquellas compañías que reduzcan personal o incumplan los planes comprometidos. Para el sindicato, la eventual reversión de áreas petroleras aparece como una herramienta para presionar a las empresas a mantener el empleo.

La posición gremial se produce en un contexto de creciente preocupación por el futuro de la actividad en Santa Cruz. En los últimos meses, distintos sectores vinculados al petróleo advirtieron sobre la baja inversión y el retroceso de la actividad convencional en varios yacimientos históricos.

Cuestionamientos al acuerdo de YPF

Otro de los ejes de la asamblea fue el rechazo al esquema de abandono y remediación acordado con YPF. El sindicato consideró que ese plan resulta insuficiente para compensar la pérdida de actividad y no alcanza para resolver la situación laboral de los trabajadores afectados.

Desde el gremio señalaron que, más allá de los términos del acuerdo, lo prioritario es que los operarios vuelvan a ingresar a los yacimientos y recuperen su fuente laboral. La conducción sindical entiende que el actual plan de abandono de YPF no garantiza ese objetivo.

La crítica se inscribe dentro de una discusión más amplia sobre el futuro de las áreas maduras de Santa Cruz. El sindicato sostiene que, sin nuevas inversiones ni programas de perforación, la provincia corre el riesgo de profundizar la caída de la actividad y del empleo.

Reclamo salarial y continuidad del conflicto

Además de las demandas vinculadas con la producción, el sindicato insistió con la necesidad de reabrir la negociación salarial. Güenchenen pidió la inmediata convocatoria a paritarias y sostuvo que el esfuerzo realizado por los trabajadores debe reflejarse en una mejora de los ingresos.

El reclamo de paritarias petroleras aparece como otro frente de tensión dentro del conflicto. El sindicato argumentó que, pese a la caída de la actividad, los trabajadores mantuvieron el funcionamiento de los yacimientos y merecen una recomposición acorde con la inflación.

Tras la votación de la asamblea, el gremio confirmó que el paro general en Santa Cruz se mantendrá sin plazo definido. La medida continuará hasta que las operadoras y el Gobierno provincial abran una instancia de negociación con el sindicato y respondan a los reclamos planteados.

GNL: Vaca Muerta y la desventaja geográfica

Argentina tiene un enorme potencial para convertirse en un jugador clave en el mercado del gas natural licuado (GNL), pero enfrenta un desafío crucial: la distancia. La ubicación del país en el extremo sur del continente lo pone en desventaja frente a sus competidores más cercanos a los principales mercados de consumo en Europa y Asia.

Los grandes exportadores de GNL, como Qatar, Australia y Estados Unidos, tienen rutas marítimas más cortas y eficientes hacia China, India y Europa. Argentina, en cambio, debe recorrer largas distancias desde sus futuros proyectos de GNL en Río Negro hasta los principales centros de regasificación en el mundo.

Para llegar a China, a la terminal de Rudong, la distancia es de aproximadamente 9,500 millas náuticas. Para alcanzar la terminal de Dahej en India, el recorrido es de alrededor de 8,000 millas náuticas. En el caso de Alemania, con la terminal de Wilhelmshaven como punto de llegada, la distancia se reduce a unas 6,500 millas náuticas.

La distancia del GNL

En comparación, otros exportadores tienen ventajas significativas en términos de distancia. Desde la planta de Sabine Pass en Luisiana, EE.UU. puede enviar GNL a la terminal de Rudong en China con un trayecto de 7,000 millas náuticas. Hacia la terminal de Dahej en India, la distancia es de 6,000 millas náuticas, mientras que hacia Wilhelmshaven en Alemania es de 4,000 millas náuticas.

Qatar, con su planta de Ras Laffan, está aún mejor posicionado. La distancia hasta la terminal de Rudong es de 5,900 millas náuticas, mientras que hasta Dahej en India es de solo 1,400 millas náuticas. En el caso de Alemania, la terminal de Wilhelmshaven está a 3,800 millas náuticas de Qatar.

Canadá, con la planta de LNG Canada en Columbia Británica, tiene distancias de 4,700 millas náuticas hasta China. Para llegar a India, el trayecto es de 7,800 millas náuticas, mientras que hasta Alemania son 4,900 millas náuticas. Australia, desde la planta de GNL de Darwin en el Territorio del Norte, puede enviar GNL a China con solo 2,800 millas náuticas.

Para llegar a India, la distancia desde Australia es de 4,500 millas náuticas, mientras que hasta Alemania el recorrido asciende a 11,000 millas náuticas

La búsqueda de ser competitivos

Argentina deberá mejorar la eficiencia en toda su cadena logística. Esto incluye la optimización de puertos, la reducción de costos de transporte y la firma de acuerdos estratégicos con compradores. Sin una infraestructura moderna y eficiente, la ventaja de sus vastas reservas de gas no será suficiente para competir en el mercado global.

Qatar lidera en términos de proximidad y rutas optimizadas hacia Asia y Europa. Rusia también cuenta con ventajas geográficas clave, con acceso directo a Europa y un corredor ártico para Asia. EE.UU. se consolida como proveedor flexible con acceso al Atlántico y Pacífico, permitiéndole abastecer a múltiples mercados con costos relativamente bajos.

La necesidad de mejorar la logística

Los compradores asiáticos y europeos buscan proveedores confiables con costos de transporte competitivos. Australia, Malasia y Qatar pueden enviar GNL a China e India con distancias de entre 2,000 y 6,000 millas náuticas. Argentina enfrenta trayectos significativamente más largos, reduciendo su atractivo para estos mercados clave.

Si quiere jugar en la liga del GNL, debe desarrollar infraestructura de licuefacción, firmar acuerdos de suministro a largo plazo y mejorar la logística portuaria. Con Vaca Muerta como base y los proyectos en Río Negro en desarrollo, el país tiene el potencial de ser un gran exportador, pero solo si supera las barreras logísticas y de costos en el transporte.

Oli: La revolución satelital que promete transformar la industria del Oil&Gas

La industria Oil&Gas busca constantemente bajar los costos y aumentar su eficiencia y Servicio Satelital tiene una propuesta que puede revolucionar el trabajo en los yacimientos. La compañía lanzó su robot Oli que representa un avance significativo en la industria satelital.

Su capacidad para operar de forma autónoma, reducir costos y adaptarse a diferentes entornos lo convierte en una herramienta invaluable para sectores como el petrolero y el minero.

Eduardo Lema, CEO de Servicio Satelital, explicó cómo el equipo logró combinar experiencia, innovación y tecnología para crear un producto único. Ahora, el desafío es demostrar su eficacia en el campo y consolidar su posición en el mercado global.

En diálogo con eolomedia, el directivo subrayó que la idea de Oli surgió de su vasta experiencia en el sector petrolero. Con 11 años en oil and gas y 25 en Servicio Satelital, identificó un problema clave: la logística y los costos asociados a las antenas satelitales en campañas exploratorias.

Las antenas tradicionales, conocidas como fly-away, son costosas (desde USD 15.000) y requieren transporte constante. Además, no son agnósticas: dependen de una frecuencia y tecnología terrestre específica. Esto multiplica inversiones y repuestos.

Oli nació para resolver estos desafíos. Con un desarrollo de más de tres años y medio, su algoritmo matemático es único. Permite que la antena funcione con cualquier satélite, frecuencia o plataforma terrestre, reduciendo costos y simplificando operaciones.

Lema detalló que el proceso de diseño y desarrollo fue intenso. “Tuvimos que trabajar mucho en la mecánica, la electrónica y, sobre todo, en el algoritmo matemático que hace que todo funcione”, afirmó. Este algoritmo es el corazón de Oli, ya que permite que la antena se mueva en tres ejes: azimut, elevación y polarización, de forma automática y precisa.

Satelital presentó su nuevo robo destinado a la minería y la industria petrolera.

Automatización y precisión sin precedentes

Oli es un robot que automatiza el proceso de apuntar antenas satelitales. Con solo indicar el satélite deseado desde una app móvil, el robot ajusta automáticamente el azimut, la elevación y la polarización de la señal.

Esta innovación elimina la necesidad de intervención humana en el campo, evitando desajustes por viento o clima. Además, garantiza un rendimiento óptimo y minimiza el desperdicio de capacidad satelital, el recurso más costoso.

Lema destacó que Oli es versátil: puede usar platos de diferentes tamaños y adaptarse a entornos extremos, como los de la minería. Su capacidad para migrar entre satélites de forma remota es otro diferencial clave, ahorrando tiempo y costos operativos.

“Imaginate tener cientos de antenas y necesitar migrar de satélite. Con Oli, desde una central, podés mover todas las antenas a la vez, sin necesidad de enviar personal al campo”, consideró Lema. Esto no solo reduce costos, sino también riesgos asociados a la movilización de personas en zonas remotas y complejas.

 

Expectativas y proyección

Satelital tiene grandes expectativas con Oli. Lema aseveró que han invertido significativamente en su desarrollo y esperan una recepción positiva del mercado. Aunque es un producto único, su potencial de optimización logística y de costos lo hace atractivo para el sector hidrocarburífero y minero.

El lanzamiento internacional se realizará en el Sat Show de Washington, donde empresas de todo el mundo podrán conocer esta innovación. A nivel local, aunque aún no han contactado a operadoras, planean demostraciones y pruebas piloto para validar su eficacia en el campo.

En este sentido, Lema ponderó: “No me creas, probalo. Los planes en Excel siempre funcionan, pero en el campo es donde se demuestra la verdadera eficacia”. Oli promete no solo revolucionar la conectividad satelital, sino también transformar la forma en que las industrias operan en entornos remotos y desafiantes.

La misión de Servicio Satelital

Además del sector petrolero, Oli tiene un gran potencial en la minería. Aunque en este sector la movilidad no es tan crítica como en el oil and gas, los entornos extremos (frío, calor, viento) hacen que el mantenimiento de las antenas sea un desafío.

“En minería, las empresas suelen subcontratar servicios para ajustar o reparar antenas. Esto implica trámites de seguridad, logística y tiempo. Con Oli, todo eso se evita”, señaló el CEO de Satelital. La capacidad de autocalibración del robot asegura que las antenas siempre estén perfectamente alineadas, maximizando su rendimiento y reduciendo costos operativos.

Satelital ya está trabajando en futuras versiones y mejoras para Oli. Lema menciona que están explorando integraciones con otras tecnologías y plataformas, así como la posibilidad de adaptar el robot para nuevos mercados.

“Estamos en un momento de transformación digital, y Oli es parte de esa ola. Queremos seguir innovando y ofreciendo soluciones que realmente agreguen valor a nuestros clientes”, subrayó el CEO.

Con su lanzamiento internacional en el Sat Show, Oli tiene la oportunidad de posicionarse como un referente en conectividad satelital. Las expectativas son altas, y el mercado está atento a cómo este robot puede cambiar las reglas del juego en industrias clave.

Docwell Rental: un servicio marcado por la eficiencia y operatividad 24/7

En la 10° edición de la Expo Industrial de Comodoro Rivadavia, Docwell Rental, empresa especializada en el alquiler de vehículos para la industria minera y petrolera, presentó sus servicios integrales que garantizan eficiencia y tranquilidad a sus clientes. Desde 2013, la compañía opera en la región con una oferta que se adapta constantemente a las exigencias del sector energético.

Un servicio pensado para la comodidad del cliente

Marcos Rossell, gerente general de desarrollo comercial de Docwell Rental, explicó cómo la empresa se enfoca en ofrecer soluciones completas para que sus clientes solo se preocupen por operar.

“Nos encargamos de todo: mantenimiento, control documentario, y carga de información en los portales de las operadoras. Nuestro servicio integral permite a las empresas enfocarse en su actividad principal mientras nosotros resolvemos todos los detalles operativos”.

Entre las innovaciones anunciadas, destacó un nuevo servicio que estará disponible a partir de 2025: “Tendremos una asistencia de planchada. Si un vehículo se rompe en un yacimiento, llevaremos una unidad de backup al lugar y traeremos la averiada para repararla, evitando que el cliente deba movilizar personal o recursos. Esto optimizará los tiempos y reducirá complicaciones en las operaciones, especialmente en zonas alejadas”.

Respuesta ágil y asistencia 24/7

Uno de los principales valores de Docwell Rental es su capacidad de respuesta inmediata, un aspecto que ha sido altamente valorado por sus clientes.

“Ofrecemos atención las 24 horas, los 7 días de la semana. Si un vehículo falla durante un feriado o fin de semana, nuestro personal está listo para solucionarlo. Esto nos ha permitido construir una reputación sólida en el sector energético, que nunca se detiene”, afirmó Rossell.

Además, la empresa asegura que las unidades de backup están completamente equipadas para continuar con las operaciones sin interrupciones. “No entregamos un muleto improvisado, sino un vehículo óptimo, igual al que originalmente alquilaron, para garantizar la continuidad del trabajo”.

Presencia en toda la región y más allá

Aunque su base operativa principal está en Comodoro Rivadavia, Docwell Rental también abarca otras regiones clave del país y el extranjero. Todo esto se debe a que la compañía forma parte del Grupo Dibiagi Transporte Internacional SA.

“Tenemos nuestro núcleo en Mendoza y operamos en toda la región patagónica y cuyana. Además, estamos preparados para brindar servicios en países limítrofes como Chile, Uruguay y Paraguay, e incluso en mercados más lejanos como Estados Unidos, si nuestros clientes lo requieren”, destacó Rossell.

Innovación y adaptación

Desde su fundación, Docwell Rental ha reformado y adaptado sus servicios para responder a las necesidades cambiantes de la industria. “Lo que nos distingue es nuestra capacidad de adaptación y el compromiso con un servicio constante y eficiente. Estamos aquí para facilitar la operación de nuestros clientes y garantizarles tranquilidad en cada etapa del proceso”, aseguró Rossell.

Docwell Rental reafirma su posición como un aliado estratégico en el sector minero y petrolero, consolidándose como una empresa líder en servicios de alquiler de vehículos y soluciones operativas en la región.

Qué yacimientos superan los 50 mil barriles diarios en Vaca Muerta

La producción de petróleo de Vaca Muerta sigue creciendo y otorga nuevos récords en Neuquén. Los proyectos de infraestructura avanzan para darle una respuesta a los cuellos de botella para que el shale pueda liberarse de todas sus cadenas. Los datos de la Secretaría de Energía de la Nación exhiben una muestra del potencial de los yacimientos la roca madre.

Según el informe de la consultora Economía & Energía, que dirige Nicolás Arceo, en el noveno mes del año, la producción de shale oil llegó a los 418,9 mil barriles de petróleo (kbbl)/día, lo que marca un aumento de 113,9% ya que en el mismo mes del año pasado alcanzó los 305 kbbl/día.

El crecimiento de la producción de petróleo no convencional se debe al avance de las obras de infraestructura vinculadas a la Cuenca Neuquina. Con el mercado local abastecido, los nuevos oleoductos permitirán que toda la producción excedente vaya directamente a exportaciones.

Yacimientos top

Los datos del informe de Economía & Energía también evidenciaron que cuatro yacimientos superaron los 50 mil barriles día en Vaca Muerta. Se trata de Loma Campana, La Amarga Chica, Bajada del Palo Oeste y Bandurria Sur.

Loma Campana, el mítico bloque que estableció el inicio de la aventura del shale argentino, es quien marca el camino de la producción no convencional en el país.

El área operada por YPF registró 86,6 kbbl/día en septiembre de este año, lo que establece un crecimiento interanual del 12,9% ya que en el mismo mes del año pasado alcanzó los 73,7 kbbl/día. Con este nivel de producción, Loma Campana es lejos el bloque más productivo de shale oil.

El segundo lugar fue para La Amarga Chica. El área es uno de los más perforados en lo que va del año y en septiembre llegó a una producción de 68,2 kbbl/día. Esto implica un crecimiento interanual de 8,4%, ya que en septiembre de 2023 registró 59,8 kbbl/día.

Superar los 50 mil barriles

El podio fue completado por Bajada del Palo Oeste. La nave insignia de Vista es uno de los arietes del shale oil y quedó demostrado en el noveno mes del año al registrar 53,9 kbbl/día. Esto implica crecimiento interanual de 20% ya que en el mismo mes del año pasado llegó a 33,9 kbbl/día

Muy cerca se posicionó Bandurria Sur 53. El tercer ariete de YPF llegó a 53,9 kbbl/día en el noveno mes del año superando en un 15,8 % a los 37,2 kbbl/dia que se establecieron en septiembre de 2023.

La Calera cierra el registro del top five del no convencional. El bloque operado por Pluspetrol llegó a 21,3 kbbl/día en septiembre y se prepara para despegar. Esta producción fue un aumento interanual de 15,7%.

En tanto, el resto de los bloques contabilizaron 135,9 kbbl/día en septiembre de 2024.

“Si no encontramos nuevos yacimientos, seremos un estorbo para la industria”

La Cuenca del Golfo San Jorge vive tiempos turbulentos. El retiro de YPF genera un sinfín de preguntas que cada vez tienen menos respuestas. Lo cierto es que la empresa de mayoría estatal apunta sus cañones al shale y busca desprenderse de los activos menos rentables. La estrategia no es innovadora y se repite a lo largo del ancho del mundo y en la región ya comienzan a preguntarse qué pasaría si no se encuentran nuevos yacimientos productivos en los próximos años.

La respuesta vino por parte de Jorge Ávila. El secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut llamó a pensar en el presente para diagramar el futuro. “Si en Comodoro no se descubren nuevos yacimientos de gas o nuevos yacimientos de petróleo, empezamos a ser casi un estorbo para la industria”, consideró.

En Chubut saben que han quedado en una posición incómoda frente al no convencional. De un lado están las bondades de Vaca Muerta y del otro está la esperanza de Palermo Aike, que según Claudio Vidal en estos días se podrían tener mayores novedades. “Nosotros tenemos un convencional de más de 100 años en el medio. Nosotros en el no convencional no tenemos nada, con gas no tenemos nada todavía, pero intentamos en todos lados que se encuentre algo para ayudar a Comodoro Rivadavia. Eso es lo que tenemos que lograr. Es muy difícil, porque nosotros no controlamos el suelo, lamentablemente lo que se busca se saca y nosotros lo hemos sacado por más de 100 años”, afirmó Ávila.

Tal como señala el informe del Instituto Argentino de Energía (IAE) “General Mosconi”, la Cuenca del Golfo San Jorge, la segunda mayor cuenca productora de Argentina, que representa el 31% del total de petróleo producido en el país, tuvo una disminución absoluta del 22,6% entre 2013 y 2023. Esto implica una tasa de disminución promedio del 2,5% en la última década.

Asimismo, la producción de petróleo en la segunda cuenca petrolera más importante del país disminuyó 1% en 2023 respecto de 2022. Esta cuenca presenta cinco años consecutivos de caída interanual a una tasa y promedio del 2,9%.

Los números son preocupantes y el titular de petroleros convencionales de Chubut puso el foco sobre los costos que implica operar en la región. “Nuestros yacimientos se fueron secando, se fue terminando la producción y cada vez hay menos. El costo de sacar nuestro petróleo también sabemos que es caro y hay que buscar nuevos mecanismos que vayan permitiendo que operadoras más chicas puedan venir a invertir en la cuenca y mantener la fuente de trabajo”, aseveró el dirigente gremial.

Cuáles son los yacimientos de Vaca Muerta que más aumentaron su producción

La rotura de la boya Punta Cigüeña, operada por Oiltanking Ebytem, generó que la producción de crudo de Vaca Muerta tuviera una merma (1,72%) durante enero. Según informó la empresa, las reparaciones estarán completas a fines de marzo por lo que en febrero se podría volver a ver perjudicada la evacuación de los yacimientos de la Cuenca Neuquina.

Más allá de los inconvenientes, durante enero, el shale oil continuó con una senda de crecimiento donde los bloques registraron un crecimiento de hasta un 18%.

Según el informe de la consultora Economía & Energía, que dirige Nicolás Arceo, Bandurria Sur fue el yacimiento que más creció en el primer mes del año. Su producción pasó de 29,8 mil barriles diarios (kbbl/día) en enero de 2023 a 48,1 kbbl/día en el mismo mes de 2024, lo que marca un aumento interanual del 18,3%. El bloque es operado por YPF.

En segundo lugar se posicionó Bajada del Palo Oeste. La nave insignia de Vista registró 29,5 kbbl/día en enero de 2023 a producir 42 kbbl/día en enero de 2024. Esto establece un crecimiento interanual del 12,6%.

El podio fue completado por Loma Campana. El área símbolo de YPF y Vaca Muerta pasó de una producción de 74,5 kbbl/día en enero de 2023 a 84,2 kbbl/día en el mismo mes de 2024, lo que significa un incremento interanual del 9,8%

Detrás se ubicó La Amarga Chica, otro bloque operado por YPF. El yacimiento pasó de 49, 3 kbbl/día en enero de 2023 a 55,6 kbbl/día, lo que establece un aumento interanual del 6,3%.

Lindero Atravesado cierra el registro con un crecimiento interanual del 0,9%. El área operada por Pan American Energy (PAE) registraba una producción de 2,3 kbbl/día en enero de 2023 mientras que en enero de 2024 llegó a los 13,2 kbbl/día.

Asimismo, el resto de los bloques también registraron un crecimiento interanual. El conjunto de yacimientos pasó de 89,3 kbbl/día en enero de 2023 a 102,2 kbbl/día en el mismo mes del 2024. Esto da un aumento 12,9%.

 

 

Yacimientos gasíferos

La época del año genera que la producción de gas disminuya, pero los bloques de shale siguieron con números top para el país.

Aguada Pichana Este (APE), el yacimiento operado por TotalEnergies, fue el área que más incrementó su producción en el primer mes del año. El bloque obtuvo un crecimiento interanual del 1,4% al pasar de 7,3 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) en enero de 2023 a 8,7 MMm3/día en el mismo mes de 2024.

Aguada Pichana Oeste (APO) estuvo muy cerca de APE. El área operada por PAE registró 5,3 MMm3/día en enero de 2023 contra los 6,7 MMm3/día de enero de 2024. Esto significó un crecimiento interanual del 1,3%.

La Calera también fue otra de los bloques que estableció un crecimiento interanual: 0,1%. El yacimiento operado por Pluspetrol pasó de 4,5 MMm3/día en enero de 2023 a 4,6 MMm3/día en el mismo mes de 2024.

Dos jugadores fuertes del shale gas establecieron bajas en su producción. Fortín de Piedra, la estrella de Tecpetrol, sufrió una caída interanual del 0,4% al pasar de 13,4 MMm3/día en enero de 2023 a 13 MMm3/día en el mismo mes de 2024.

Rincón del Mangrullo, por su parte, tuvo una baja del 1% al pasar de 5,4 MMm3/día en enero de 2023 a 4,5 MMm3/día en enero de 2024. Esto da una caída interanual del 1% en el bloque operado por YPF.

En cuanto si se toma la producción del resto de las áreas no convencionales se obtiene un crecimiento interanual del 4,2%. En enero del año pasado se contabilizaron 14,4 MMm3/día mientras que en el primer mes de este año se consolidaron 18,6 MMm3/día.

La búsqueda de “electrificar” Vaca Muerta

El know hub de Estados Unidos y Canadá ha permitido que el desarrolle de Vaca Muerta comience a ser una realidad. La curva de aprendizaje también está signada por la eficiencia en los bloques de la formación no convencional.

Este camino comenzó en 2016 cuando se registraban dos o tres etapas de fractura por día. Dos años más tarde se duplicó ese promedio hasta llegar a la actualidad donde se completan 11 punciones por día, valores similares a lo que maneja Permian.

La implementación de energía, los cambios de operatividad de pozo y la optimización de mantenimiento fueron claves para igualar a la formación estadounidense.

El próximo nivel será que las operaciones sean 100% eléctricas. Halliburton es una de las compañías que apunta a que sus unidades de bombeo comiencen a sustituir diésel por gas natural. “Es una herramienta que nos va a permitir reemplazar un volumen energético del diésel por una porción de gas, que es más económico que el combustible y tiene menos emisiones de carbono”, subrayó el sales manager de Halliburton, David González, en el marco del Supplier Day que organizó Econojournal.

“Lo que estamos viendo para el futuro es que vamos a hacer operaciones más alineadas a una transición energética. El futuro es un presente en Estados Unidos donde se están reemplazando sets de fracturas a diésel o gas por eléctricos. El futuro es eléctrico”, afirmó.

En este sentido, González destacó que Estados Unidos ya no se hacen bombas a diésel o a gas sino que, desde hace tres años, los equipos son 100% eléctricas. “Estamos apostando fuerte en ese sentido. Es el primer paso grande que tenemos que dar (en Vaca Muerta) porque en Estados Unidos estamos 100% eléctricos”, aseguró.

Diego Martínez, sales director de Argentina, Bolivia & Chile en Weatherford, también consideró que los equipos eléctricos son el futuro y adelantó que todo está relacionado con el flujo de caja. “La parte técnica camina si la caja lo repaga. La pandemia nos enseñó que ya no se tiene que mirar el estado de resultados, lo que miran las acciones son el retorno de capital y la caja y todos estos proyectos tienen que venir asociados a un retorno justo y razonable”, aseveró.