Categoría: Patagonia Shale

YPF bate récord de velocidad en perforación en Vaca Muerta
En un hito sin precedentes para la industria petrolera argentina, YPF alcanzó un nuevo récord de velocidad en perforación horizontal, al alcanzar 1.747 metros en tan solo 24 horas. Este logro tuvo lugar en el Bloque La Angostura Sur, en la formación de Vaca Muerta, y marca un avance significativo en la eficiencia operativa de la compañía.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó en un posteo en su cuenta de Linkedin la importancia de este acontecimiento: “Hoy alcanzamos un récord de velocidad en perforación horizontal, ¡1.747 metros en tan solo 24 horas! Este hito es un reflejo del compromiso, innovación y excelencia de todo nuestro equipo».
Innovación tecnológica y eficiencia operativa
El éxito de esta perforación récord se debe, en gran medida, a la implementación de tecnología avanzada en el Real Time Intelligence Center de YPF. Este centro de monitoreo en tiempo real permite optimizar cada etapa del proceso, asegurando precisión y reduciendo tiempos de ejecución.
Marín subrayó el papel clave de esta tecnología: “No habría sido posible sin la implementación de la tecnología más avanzada en el Real Time Intelligence Center, que optimiza cada uno de nuestros procesos en tiempo real”.
Un paso más hacia la competitividad
Este récord refuerza la posición de YPF como líder en la explotación de hidrocarburos no convencionales en Argentina y en la región. La compañía continúa innovando y mejorando sus procesos para aumentar la competitividad del sector energético nacional.
Marín también expresó su reconocimiento al equipo de Upstream de YPF: “Quiero agradecer al equipo de Upstream por su dedicación y esfuerzo. Este resultado nos permite seguir avanzando hacia un futuro energético más competitivo”.

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22/02/2025
Equinor evalúa vender activos en Vaca Muerta: encargó la gestión a Bank of America
La petrolera noruega Equinor está analizando su estrategia en Argentina y dio inicio a un proceso de evaluación del interés del mercado en sus activos en Vaca Muerta. Para ello, contrató al Bank of America (BofA), que comenzará a recibir ofertas en las próximas semanas.
Los activos en juego son Bandurria Sur y Bajo del Toro Norte, ambos operados por YPF y considerados de alto potencial productivo. Sin embargo, la decisión de venta aún no está definida.
🔎 Equinor en Vaca Muerta: qué está en juego
Equinor posee los siguientes activos en Neuquén: ✅ 30% de Bandurria Sur (YPF tiene 40% y Shell, 30%) ✅ 50% de Bajo del Toro Norte
Este movimiento se enmarca en una tendencia de grandes petroleras internacionales que exploran opciones en la Cuenca Neuquina, impulsadas por transacciones recientes como la venta de activos de Exxon a Pluspetrol por 1.700 millones de dólares.
💰 Oportunidades para petroleras locales
Mientras Equinor evalúa su futuro en estos activos, empresas de capital nacional buscan fortalecer su presencia en Vaca Muerta, aprovechando la incertidumbre de las multinacionales debido a las restricciones cambiarias en Argentina.
Además, YPF cuenta con un derecho de preferencia , lo que le permite igualar la mejor oferta y quedarse con los activos en disputa.
🚢 Equinor sigue en Argentina con su apuesta offshore
A pesar de este proceso, Equinor no se retira del país. Mantiene su inversión en el offshore argentino, incluyendo el bloque CAN 100 en el Mar Argentino, donde el año pasado perforó el pozo exploratorio Argerich, sin hallazgos de hidrocarburos.
La definición de Equinor en Bandurria Sur y Bajo del Toro Norte marcará un nuevo capítulo en la competencia por los recursos de Vaca Muerta.

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20/02/2025
Controversia por el Vaca Muerta Sur: Río Negro y su intento de cobrar regalías al oleoducto
El gobierno de la provincia de Río Negro pretende cobrar regalías sobre el petróleo que transportará el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur, una obra del orden de los 2.700 millones de dólares de inversión que convertirá a Sierra Grande en el principal puerto exportador de crudo de la Argentina.
La pretensión del gobierno de Alberto Weretilneck es rechazada por los socios que integran el proyecto liderado por YPF, en el tiempo de descuento de lanzamiento pleno de la obra crucial para atender el principal cuello de botella para el boom de Vaca Muerta, que es el segmento del transporte.
Fuentes de la industria consultadas, indicaron que Río Negro planteó la aplicación del cobro de una regalía sobre el petróleo transportado, bajo un esquema inédito para la Argentina, que fue transpolado de los Estados Unidos. En el país, las productoras pagan regalías a las provincias sobre el precios del crudo y gas extraído en boca de pozo, no sobre el transporte.
Como el petróleo se producirá fundamentalmente en Neuquén, Río Negro busca la oportunidad de obtener una parte de la renta del negocio, más allá de los tributos y tasas provinciales que cobrará por la gigantesca obra, tanto por el oleoducto como por la terminal exportadora que se construirá en la zona de Sierra Grande.
El impacto en el flujo de caja
El cobro de un fee un atado a la producción que transporte del Vaca Muerta Sur, impactaría de lleno en el flujo de fondos del proyecto, lo cual influiría de forma negativa para las compañías que deberán salir a buscar financiamiento internacional para aportar sus compromisos de inversión.
Durante los primeros años parte de la obra se financiará con el crudo que venda la empresas VMOS S.A., una sociedad entre YPF, Vista, Pan American Energy (PAE), Pampa y Pluspetrol, a la que se sumarían Chevron y Shell. Pero buena parte de los fondos deberán salir a buscarlos las productoras a bancos internacionales.
Luego de los primeros dos años VMOS S.A. sólo recaudará la tarifa de transporte que pagarán las cargadoras de crudo, con lo cual el pago de una regalía significaría un costo impagable.
El Oleoducto Vaca Muerta Sur convertirá a Río Negro en un polo exportador de petróleo.
La novedad no es una buena señal para las compañías, especialmente para las multinacionales cuyos directorios deben definir si ingresan al proyecto. Más aún cuando el Vaca Muerta Sur está bajo el esquema del RIGI, que otorga amplios beneficios impositivos y fiscales.
El as en la manga de Río Negro
Si bien por el marco normativo vigente, la Provincia no puede cobrar un canon ni regalías sobre el transporte de petróleo, el gobierno rionegrino corre con una ventaja como moneda de cambio: aún no cedió el lote fiscal donde se instalará la terminal portuaria, algo clave a la hora de salir a buscar financiamiento para la megaobra.
La Secretaría de Energía de Río Negro, conducida por Andrea Confini, declinó de hacer comentarios ante la consulta de +e. Las compañías creen que la discusión no trabará el proyecto, y que se llegará a buen puerto. Hay mecanismos para negociar que serían menos nocivos para el negocio, como fondos para Responsabilidad Social Empresaria (RSE), que podrían despejar el camino.
Aunque los tiempos apuran. Las obras del oleoducto, tanques de almacenamiento, la ingeniería y provisión de caños ya fueron adjudicadas, y todo se alista para arrancar los trabajos.

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20/02/2025
$Pluspetrol adquiere el negocio de fracturas de Weatherford y refuerza su presencia en Vaca Muerta$
Pluspetrol adquiere el negocio de fracturas de Weatherford y refuerza su presencia en Vaca Muerta
En un movimiento estratégico para consolidar su presencia en Vaca Muerta, Pluspetrol está a punto de cerrar un acuerdo con Weatherford para la adquisición de su división de servicios de fractura hidráulica, conocida como Newco.
Tras el cierre de la operación, la unidad de negocio pasará a formar parte de Pluspetrol, que da un paso crucial en su incursión en el segmento de servicios petroleros y mejorando su competitividad en el mercado energético.
Según informó EconoJournal, el acuerdo incluye el traspaso de la totalidad del personal del servicio de fractura de Weatherford. Además, se mantendrán los compromisos comerciales previamente asumidos con clientes y contratistas. Pese a esta venta, Weatherford seguirá operando en Argentina con un enfoque en la provisión de tecnologías y servicios especializados para la industria petrolera.
Una reconfiguración clave en el mercado petrolero
Fuentes consultadas por Patagonia Shale confirmaron que esta operación representa un cambio significativo en el sector de servicios de fractura hidráulica en la región. Pluspetrol, una de las principales compañías independientes de exploración y producción en Argentina, continúa ampliando su influencia en Vaca Muerta, tras haber adquirido recientemente los activos de ExxonMobil Exploration Argentina (EMEA).
Por su parte, Weatherford, multinacional líder en tecnología y servicios petroleros, sigue con su estrategia de optimización de portafolio, redirigiendo sus recursos hacia áreas clave de su negocio.
Impacto de la integración
Aunque los detalles financieros de la transacción no fueron revelados, se espera que la incorporación de Newco fortalezca la capacidad operativa de Pluspetrol, permitiéndole mejorar la eficiencia de sus proyectos y atender mejor la creciente demanda de servicios de fractura hidráulica en Vaca Muerta.
Durante los próximos meses, ambas compañías trabajarán en la transición y adaptación del personal y equipos de Newco a la estructura de Pluspetrol, garantizando continuidad operativa sin interrupciones.
Los planes de Pluspetrol en Vaca Muerta
Pluspetrol enfocará gran parte de su inversión en el desarrollo de Bajo del Choique, uno de los activos más valiosos de Vaca Muerta, adquirido a ExxonMobil en 2024 por 1.750 millones de dólares.
Este bloque destaca por el BdC-10, el primer superpozo del shale neuquino, que alcanzó más de un millón de barriles acumulados en solo 20 meses. Actualmente produce 7.000 barriles diarios, pero Pluspetrol planea escalar su producción a 60.000 barriles por día en 2028 y 100.000 barriles hacia 2030-2031.
Además, la compañía busca reequilibrar su portafolio de hidrocarburos, actualmente con 70% de producción de gas, gracias a proyectos como Camisea en Perú y La Calera en Neuquén. Con la expansión de la producción de shale oil, Pluspetrol apunta a un balance 50-50 entre gas y petróleo en los próximos años.
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19/02/2025
Vista creció sus reservas probadas un 18% en Vaca Muerta
Vista Energy reportó un aumento del 18% en sus reservas probadas (P1) de petróleo y gas al 31 de diciembre de 2024, alcanzando un total de 375.2 millones de barriles de petróleo equivalente (MMboe). Este crecimiento se atribuye principalmente al desarrollo de su proyecto en Vaca Muerta, donde logró un índice de reemplazo de reservas del 323%.
Las reservas probadas en Bajada del Palo Oeste, el proyecto principal de la compañía que conduce Miguel Galuccio, alcanzaron 242.3 MMboe, un incremento del 9% respecto al año anterior. La producción total de Vista en 2024 promedió 69,660 boe/d, un aumento interanual del 36%, impulsado por la conexión de 50 nuevos pozos.
El aumento en las reservas probadas refleja la calidad de los activos de la compañía y su capacidad operativa para generar valor sostenible. La vida útil de las reservas se estima en 15 años.
“Durante 2024, logramos un progreso sólido en nuestro centro de desarrollo de Vaca Muerta. El crecimiento de nuestras reservas probadas, una sólida tasa de reemplazo de reservas y una vida útil de las reservas de 15 años reflejan la calidad de nuestra superficie y nuestra capacidad como operadores para ofrecer valor a largo plazo a nuestros accionistas”, comentó Galuccio.
El valor de los flujos de efectivo futuros netos atribuibles a las reservas P1, descontados al 10% anual, ascendió a 4,032 millones de dólares en 2024. Para calcular sus reservas probadas, Vista utilizó los siguientes precios:
– Petróleo: $69.4/bbl – GLP: $25.7/boe – Gas natural: $2.9/MMbtu
Las reservas de Vista por concesión
Las reservas netas probadas de Vista se distribuyen de la siguiente manera:
– Bajada del Palo Oeste: 206.6 MMbbl de petróleo y 35.6 MMboe de gas natural (242.3 MMboe) – Bajada del Palo Este: 67.5 MMbbl de petróleo y 5.8 MMboe de gas natural (73.4 MMboe) – Aguada Federal: 38.7 MMbbl de petróleo y 6.4 MMboe de gas natural (45.1 MMboe) – CS-01: 7.4 MMbbl de petróleo y 2.4 MMboe de gas natural (9.8 MMboe) – Activos convencionales: 2.0 MMboe en Entre Lomas Río Negro, 0.8 MMboe en Jagüel de los Machos, entre otros.
Las reservas totales probadas de Vista suman 322.6 MMbbl de petróleo y 52.7 MMboe de gas natural, para alcanzar un total de 375.2 MMboe. La empresa continuará enfocada en incrementar su producción y optimizar la explotación de sus activos para generar valor a largo plazo.

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19/02/2025
Las reservas de Vaca Muerta en cifras: crecimiento, empresas y desafíos
El destino de las reservas de petróleo y gas en Argentina está cada vez más vinculado al desarrollo de Vaca Muerta. En la última década, la formación no convencional neuquina fue clave para revertir el declive de las cuencas convencionales maduras y fortalecer el stock de hidrocarburos del país.
Según un informe de la consultora OilProduction Consulting, elaborado por Marcelo Hirschfeldt, entre 2013 y 2023 las reservas comprobadas de petróleo en Argentina crecieron un 28,8%, alcanzando los 477,270 Mm3. En el caso del gas, el incremento fue aún mayor, con un alza del 48,5% hasta los 487,472 MMm3.
Este crecimiento se apoya casi exclusivamente en la actividad de Vaca Muerta. Neuquén se posiciona como la provincia con mayores reservas de crudo, con 250,103 MMm3, lo que representa el 52,4% del total nacional. Le siguen Chubut (31,6%) y Santa Cruz (8,2%). A nivel de cuencas, la Cuenca Neuquina lidera con el 58,3% de las reservas, seguida por la Cuenca del Golfo San Jorge, con el 39,4%.
En cuanto al gas, Neuquén también se consolida como la principal provincia productora, con 360,290 MMm3, equivalente al 73,9% del total nacional. Otras regiones con reservas significativas incluyen Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego. La Cuenca Neuquina concentra el 75,4% de las reservas, mientras que la Cuenca Austral abarca el 15,9%.
Las empresas con mayor peso en las reservas
El informe destaca que el mercado del gas está dominado por cuatro grandes jugadores: Total Austral, Tecpetrol, Pan American Energy (PAE) e YPF, que en conjunto controlan más del 76% de las reservas. Esta concentración implica que sus decisiones estratégicas tienen un impacto directo en la seguridad energética del país.
En el caso del petróleo, la concentración es aún mayor, con PAE e YPF acumulando el 67% de las reservas. La creciente importancia del crudo no convencional refleja la transformación de la industria, con empresas que diversifican su portafolio o focalizan su estrategia en el desarrollo de Vaca Muerta.
El declive convencional y el auge del shale
Durante la última década, las reservas convencionales han ido en descenso, debido a la madurez de los yacimientos y la disminución de inversiones en exploración tradicional.
En petróleo, las reservas convencionales pasaron de 299,816 MMm3 en 2017 a 230,464 MMm3 en 2023, una caída del 23,2%.
En gas, el retroceso fue aún más pronunciado, pasando de 242,759 MMm3 en 2017 a 140,118 MMm3 en 2023, lo que representa una baja del 42,3%.

Por el contrario, los hidrocarburos no convencionales han registrado un crecimiento exponencial impulsado por Vaca Muerta:

El shale oil pasó de 21,101 MMm3 en 2017 a 246,806 MMm3 en 2023, un incremento del 1.070%.
El shale gas creció de 112,700 MMm3 en 2017 a 347,354 MMm3 en 2023, un aumento del 208%.

A pesar de este crecimiento sostenido, el potencial de Vaca Muerta enfrenta desafíos estructurales que podrían limitar su desarrollo. La necesidad de ampliar la infraestructura de transporte y procesamiento de hidrocarburos, así como la dificultad para acceder a financiamiento en un contexto económico inestable, han sido factores que frenan una expansión aún mayor.

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17/02/2025

Vaca Muerta, Guyana y Brasil: el auge del petróleo en Sudamérica en 2025

El 2025 se perfila como un año clave para el desarrollo de infraestructura de transporte de hidrocarburos en América Latina, con el petróleo ganando protagonismo frente al gas natural. La acelerada expansión de plays clave como Stabroek en Guyana, el Presal en Brasil y Vaca Muerta en Argentina impulsa la producción de crudo, con una proyección conjunta de 5,8 millones de barriles diarios (bpd) para 2027.

Ese escenario es elaborado por la consultora Gas Transition Consultant, que dirige Luciano Codeseira, en un paper exclusivo para sus clientes. El análisis indica que la infraestructura para gas natural enfrenta desafíos adicionales, desde la necesidad de plantas de licuefacción hasta la incertidumbre política y comercial global, especialmente en el contexto de la administración Trump 2.0 en EE.UU.

Petróleo: dinamismo y oportunidades de exportación

El crecimiento de la producción petrolera en la región encuentra en la infraestructura de transporte un pilar clave. En Argentina, el oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) es la apuesta más avanzada para fortalecer las exportaciones, con una inversión de 2.200 millones de dólares y una capacidad inicial de evacuación de 180.000 bpd, que se duplicará en la próxima década. En paralelo, otros proyectos como Odelval y OTASA incrementarán la capacidad total de transporte a más de 1,1 millones de bpd en Argentina.

Por otro lado, el crecimiento de la demanda china de gas licuado de petróleo (GLP), que alcanzará 33,6 millones de toneladas métricas (MMTn) en 2025, podría generar oportunidades para nuevos proveedores en la región, como Argentina, frente a la incertidumbre en la relación comercial entre China y EE.UU.

GNL: un desarrollo más lento pero con grandes oportunidades

A diferencia del petróleo, Gas Transition Consultant indica que el desarrollo de infraestructura para gas natural avanza con mayor lentitud debido a la necesidad de plantas de licuefacción, gasoductos de evacuación y acuerdos comerciales de largo plazo. En Argentina, los proyectos Southern Energy y Argentina LNG buscan consolidar la exportación de gas natural licuado (GNL) con una capacidad conjunta de 25 millones de toneladas por año (MTPA) hacia finales de la década.

El buque de Golar producirá GNL en el Golfo San Matías, Río Negro.

El proyecto Southern Energy, liderado por Pan American Energy, Pampa Energía, Harbour Energy, YPF y Golar LNG, prevé instalar un buque de licuefacción flotante en el Golfo San Matías para exportar 11,5 MMm3/d de gas natural a partir de 2027, con una inversión de 2.900 millones de dólares.

En México, las exportaciones de GNL enfrentan incertidumbre por las políticas proteccionistas de EE.UU. bajo la consigna «America First», que podría afectar la viabilidad de proyectos de licuefacción que apuntaban a aprovechar la salida al Pacífico del gas del Permian.

En Colombia, el descubrimiento del campo offshore Sirius, con reservas estimadas en 6 billones de pies cúbicos (TCF), marca un hito para la industria, aunque su entrada en operación no será antes de 2029. En el corto plazo, el país enfrenta desafíos de suministro de gas, con inversiones urgentes de 2.000 millones de dólares en infraestructura de transporte y regasificación.

¿Cómo se transportará el gas de Vaca Muerta a Brasil?

Según la consultora, uno de los grandes debates en la región es la mejor ruta para exportar el gas de Vaca Muerta a Brasil, un mercado que busca diversificar su matriz energética y reducir la dependencia de las condiciones hídricas. Existen tres alternativas principales para transportar el gas por ducto:

A través de Bolivia: a través de la infraestructura existente, con una inversión mínima pero con riesgos asociados a la inestabilidad política y económica boliviana.

Ruta bioceánica vía Paraguay: Con una inversión estimada de 2.000 millones de dólares, permitiría conectar Argentina y Brasil sin depender de Bolivia y fortalecer la economía paraguaya.

Conexión directa Argentina-Brasil: Un proyecto que lleva décadas en estudio, pero enfrenta desafíos por la cercanía con terminales de regasificación en Brasil y el avance de nuevos proyectos de licuefacción en Argentina.

Sin embargo, Brasil avanza en la autosuficiencia de gas con la expansión del gasoducto Rota 3, que conectará el Presal con el Polo Gaslub en Itaboraí, y con una producción de 150 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), de los cuales solo 60 MMm3/d se destinan al mercado interno. Esto podría limitar el margen de importación de gas argentino por ducto en el futuro.

Argentina y la segunda etapa del GPNK

En el plano interno, la infraestructura clave para la expansión del gas de Vaca Muerta es la segunda etapa del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner. La obra, impulsada por el Decreto 1060/2024, fue declarada de interés público nacional, con una inversión inicial de 500 millones de dólares liderada por Transportadora de Gas del Sur (TGS). Este gasoducto permitirá aumentar el transporte hacia el Litoral y sustituir importaciones de GNL y gasoil, aportando 14 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) al sistema a partir de 2026.

En Brasil, la expansión de la infraestructura de gas se enfoca en el desarrollo de terminales de regasificación de GNL, con siete terminales operativas y nueve en planificación. A diferencia de otros mercados, la demanda de gas en Brasil depende en gran medida del nivel de agua en sus represas hidroeléctricas, lo que favorece la flexibilidad del GNL sobre el suministro por gasoductos.

En Perú, se estudian nuevas expansiones del Gasoducto Sur Peruano para mejorar la distribución interna de gas, mientras que en Colombia, la reactivación del gasoducto Antonio Ricaurte, que conecta con Venezuela pero ha estado inactivo por una década, podría representar una solución estratégica para el suministro a futuro.

De acuerdo al análisis de Gas Transition Consultant, el futuro de la infraestructura de transporte de hidrocarburos en América Latina dependerá de múltiples factores: la estabilidad política y económica, la demanda internacional y la disponibilidad de financiamiento para megaproyectos. Mientras que el petróleo sigue siendo el motor del crecimiento energético, el gas natural enfrenta una encrucijada entre la integración regional por ductos y la globalización del mercado a través del GNL.

17/02/2025

Servicio Satelital presentó un robot único en el mundo para exploración minera y petrolera

Servicio Satelital S.A. anunció el lanzamiento oficial de OLI (Orbital Link Interface), un sistema robótico de auto apuntamiento desarrollado por su equipo de Investigación y Desarrollo durante más de tres años de trabajo.

Este dispositivo innovador es una solución única en su tipo, diseñada para optimizar la conectividad en sectores críticos como la exploración minera y petrolera, permitiendo el rápido establecimiento de enlaces satelitales con alta precisión y eficiencia operativa.

OLI se destaca por su capacidad para operar con cualquier satélite geoestacionario y su independencia tecnológica, permitiendo a los usuarios migrar de redes satelitales fijas a redes flexibles y automatizadas. Entre sus características principales se encuentra su instalación tipo “plug & play”, control remoto y local, y un sistema de auto apuntamiento basado exclusivamente en parámetros cartográfico en minutos. Este robot es único en su clase y constituye una innovación completa en el sector.

Un robot único en el mundo

Eduardo Lema, CEO de Servicio Satelital S.A., resaltó el carácter disruptivo de la solución: “OLI es un sistema robótico de vanguardia, un recurso versátil y estratégico que independiza al operador tanto del satélite como de la frecuencia de uso. Está diseñado específicamente para operaciones clave, como la exploración minera y petrolera, donde la conectividad en entornos extremos resulta fundamental. Con esta introducción, presentamos una propuesta singular que reduce costos, simplifica procesos y asegura la máxima precisión. No existe en el mundo un robot de estas características”.

El robot Oli de Servicio Satelital.

El sistema ha sido optimizado para entornos de exploración y explotación, donde la necesidad de conectividad estable es crítica para el monitoreo de datos en tiempo real, la transmisión de información geológica y la coordinación de operaciones remotas. Con su instalación rápida y su precisión garantizada, OLI permite a las empresas mantener operaciones eficientes, minimizando el tiempo de configuración y mejorando la productividad.

El robot es el resultado de una inversión de 350.000 dólares estadounidenses financiados por el Programa Aero Espacial, el Programa Soluciona del Estado Argentino y fondos propios de la empresa.

El desarrollo de OLI ha sido posible gracias a la experiencia de Servicio Satelital S.A., que cuenta con más de 27 años en el sector de las telecomunicaciones, y el equipo de profesionales liderados por el Ing. Guido Mora y la Ing. Lin Siem.

Características únicas de OLI:

Auto apuntamiento basado en parámetros cartográficos: OLI es independiente de la infraestructura instalada y ajusta automáticamente el apuntamiento a cualquier satélite geoestacionario.

Precisión de apuntamiento: gracias a su magnetómetro y algoritmos avanzados, garantiza una alineación precisa incluso en condiciones adversas.

Flexibilidad tecnológica: compatible con todas las frecuencias, polarizaciones y plataformas satelitales, OLI permite optimizar el uso del espectro satelital y reducir costos operativos.

Polarización lineal o circular: polarización mediante la rotación del reflector independientemente de su excentricidad u offset.

Resistencia a ambientes hostiles: diseñado para soportar temperaturas extremas y vientos de hasta 80 km/h, OLI es ideal para operaciones remotas en campos mineros y petroleros.

Control remoto y monitoreo: a través de su aplicación móvil intuitiva, los usuarios pueden gestionar y ajustar el apuntamiento en tiempo real desde cualquier ubicación.

Estanqueidad: la unidad robótica de OLI cuenta con nivel IP65, convirtiéndola en apta para utilizarse en exteriores y en condiciones climáticas adversas sin verse afectada por el polvo y el agua.

Para más información sobre OLI y cómo puede beneficiar a su empresa, visite https://satelital.com.ar

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15/02/2025

Pampa Energía lideró la generación eléctrica en Argentina en 2024

Pampa Energía reafirmó su liderazgo en el sector energético argentino, posicionándose nuevamente como la empresa privada que más energía generó en el país durante 2024. Según datos de CAMMESA, la compañía aportó 21.743.200 MWh al sistema eléctrico nacional, gracias a la operación de nueve centrales térmicas, tres hidroeléctricas y cinco parques eólicos.

«Este logro es resultado del gran trabajo del equipo de generación de Pampa, que mantiene nuestras plantas con altos índices de confiabilidad, eficiencia y disponibilidad», afirmó Gustavo Mariani, CEO de la compañía. Además, destacó que este crecimiento se debe a las inversiones constantes en nueva capacidad instalada.

Expansión y nuevas inversiones

El incremento en la producción de energía se vio impulsado por la inauguración del Parque Eólico Pampa Energía VI en Bahía Blanca, con una capacidad de 140 MW y una inversión de 260 millones de dólares.

Con un total de 5.472 MW de potencia instalada, Pampa Energía se mantiene desde 2018 como la principal generadora de electricidad del sector privado en Argentina.

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12/02/2025

Electrificación en petróleo y gas: el futuro de Vaca Muerta y la lección de Noruega

La electrificación de las instalaciones de producción de petróleo y gas emerge como una de las soluciones más prometedoras para reducir las emisiones de la industria hidrocarburífera. Mientras Noruega se consolida como líder en este cambio, con plataformas electrificadas que han logrado una reducción de emisiones del 86%, Vaca Muerta comienza a dar pasos firmes para seguir esta senda menos contaminante.

Ambas regiones comparten el objetivo de descarbonizar sus operaciones, pero con diferentes realidades logísticas y tecnológicas. La electrificación de los yacimientos podría ser el motor que impulse no solo la transición energética en la industria, sino también una mayor competitividad en mercados globales cada vez más exigentes.

Un estudio reciente de Rystad Energy indica que la electrificación de las instalaciones de producción de petróleo y gas, que implica la conversión de plataformas y otras instalaciones para funcionar con electricidad generada a partir de fuentes renovables o gas natural, podría reducir hasta un 80% de las emisiones.

El caso de Noruega

Noruega se posiciona como un ejemplo destacado en este esfuerzo. El país logró electrificar sus plataformas en el mar del Norte y reducir las emisiones de dióxido de carbono de 8,4 kilogramos por barril de petróleo equivalente (boe) a tan solo 1,2 kg de CO2 por boe, lo que representa una disminución del 86%.

Este éxito se debe a su acceso privilegiado a fuentes de energía renovables, especialmente la energía hidroeléctrica, que ha facilitado la transición hacia una producción de petróleo más limpia. Noruega tiene como objetivo reducir las emisiones de su plataforma continental en un 70% para 2040, un plan ambicioso que otros países productores de petróleo podrían emular, aunque con desafíos logísticos y de infraestructura.

En términos globales, la electrificación de las principales cuencas energéticas, denominadas «cuencas energéticas premium» (PEB) por Rystad Energy, podría contribuir significativamente a la reducción de emisiones. Si se electrifican las 30 cuencas que representan más del 80% de la producción mundial de petróleo y gas, se evitarían alrededor de 5,5 gigatoneladas de CO2 hacia 2050. Esto equivale a prevenir un incremento de 0,025°C en el calentamiento global, un paso importante para alcanzar los objetivos climáticos internacionales.

A pesar de las barreras logísticas en algunos países, como la falta de infraestructura de redes eléctricas o la lejanía de los yacimientos, la electrificación parcial de las instalaciones ya puede generar beneficios significativos. En las cuencas más productivas, como Rub al Khali en Oriente Medio y Arabia Central, la electrificación podría ahorrar hasta 1.300 millones de toneladas de CO2 entre 2025 y 2030. En este contexto, la electrificación de los activos y la eliminación de la quema de gas natural, una práctica que aún emite grandes cantidades de metano y CO2, se presenta como una estrategia clave para reducir las emisiones.

La electrificación en Vaca Muerta

Vaca Muerta representa un campo de pruebas interesante para la electrificación en la industria del petróleo no convencional. La región ha comenzado a dar pasos importantes en este sentido. Uno de los principales desafíos para las empresas es el acceso a los mercados internacionales, que ya están legislando sobre las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) de los productos que importan. La Unión Europea, Estados Unidos, Japón y Canadá ya exigen sistemas de medición y monitoreo de emisiones para los productos petroleros que se exportan, lo que convierte la descarbonización de las operaciones en una prioridad estratégica para las empresas.

Vista ya puso en operación el primer perforador eléctrico de Vaca Muerta.

El caso de Vista, uno de los principales operadores de Vaca Muerta, es ejemplar. La empresa ya ha electrificado su primer equipo de perforación utilizando energías renovables, y el acuerdo de Shell con Genneia para abastecer con energía limpia sus operaciones en la cuenca de Vaca Muerta marca otro hito. Este tipo de alianzas no solo tiene un impacto positivo en la reducción de la huella de carbono, sino que también mejora la competitividad de las empresas en un mercado cada vez más exigente.

Shell Argentina reemplazó totalmente la generación de energía con equipos que queman combustibles líquidos al conectarse a la red provincial eléctrica de Neuquén.

Mientras que la francesa TotalEnergies, electrificó el yacimiento Aguada Pichana Este, uno de los principales bloques gasíferos del país, a través de la construcción de una línea de alta tensión (132KV) de 43 kilómetros, que proveerá suministro eléctrico renovable a la planta. El objetivo fue reemplazar los termo-compresores por compresores eléctricos para reducir emisiones GEI en 28 ktCO2eq/año.

La electrificación ofrece, además, importantes ventajas en términos económicos. La reducción de costos operativos, la mejora en la previsibilidad del suministro de energía y el fortalecimiento de la reputación corporativa son solo algunas de las mejoras que las empresas pueden experimentar al apostar por energías limpias. Las empresas que adopten estos enfoques serán más competitivas en el acceso a mercados internacionales y en las tasas de financiamiento, ya que las calificadoras de riesgo están comenzando a integrar la sostenibilidad ambiental como un factor clave en sus evaluaciones.

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10/02/2025

Categoría: Patagonia Shale

Innovación tecnológica y eficiencia operativa

Un paso más hacia la competitividad

🔎 Equinor en Vaca Muerta: qué está en juego

🚢 Equinor sigue en Argentina con su apuesta offshore

El impacto en el flujo de caja

El as en la manga de Río Negro

Una reconfiguración clave en el mercado petrolero

Impacto de la integración

Los planes de Pluspetrol en Vaca Muerta

Las reservas de Vista por concesión

Las empresas con mayor peso en las reservas

El declive convencional y el auge del shale

Petróleo: dinamismo y oportunidades de exportación

GNL: un desarrollo más lento pero con grandes oportunidades

¿Cómo se transportará el gas de Vaca Muerta a Brasil?

Argentina y la segunda etapa del GPNK

Un robot único en el mundo

Características únicas de OLI:

Expansión y nuevas inversiones

El caso de Noruega

La electrificación en Vaca Muerta