Categoría: Patagonia Shale

YPF compró a Exxon y Qatar Energy su participación en Sierra Chata
YPF concretó hoy la adquisición total de la sociedad propietaria de la participación de ExxonMobil Argentina y Qatar Energy en la concesión no convencional del área Sierra Chata, en la formación Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén.
Con esta operación, la petrolera bajo control estatal se convierte en la principal accionista del bloque, con una participación del 54,45%, en sociedad con Pampa Energía, que continúa siendo el operador del área.
El área Sierra Chata se encuentra a unos 150 kilómetros al noroeste de la ciudad de Neuquén y ocupa una superficie de 864 km². Es reconocida como uno de los activos de gas no convencional con mayor potencial de desarrollo dentro de la ventana gasífera de Vaca Muerta.
Pampa Energía, una de las mayores productoras de gas de Vaca Muerta, opera Sierra Chata.
En un acuerdo celebrado hoy, según se indicó a la CNV, la petrolera conducida por Horacio Marín compró el 100% de las acciones y el capital social de Mobil Argentina S.A. (MASA), que poseía 54,45% de la concesión de explotación no convencional del área.
La apuesta de YPF al gas
La adquisición de YPF refuerza la posición de la compañía en un área estratégica para la producción de gas, recurso que jugará un papel central en el mediano plazo, especialmente con la creciente demanda de exportaciones y el desarrollo del proyecto Argentina LNG mediante el cual la petrolera busca posicionarse en los mercados internacionales.
Pampa Energía, que sigue siendo el operador del bloque Sierra Chata, mantiene su participación dentro del consorcio. La alianza entre YPF y Pampa Energía en esta concesión no solo refuerza las perspectivas de desarrollo del área, sino que también permite aprovechar la experiencia y capacidades operativas de ambas compañías en el sector de hidrocarburos no convencionales.

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17/12/2024
YPF y seis productoras aprobaron el proyecto Vaca Muerta Oil Sur
YPF, junto con seis de las principales productoras de petróleo de Neuquén, aprobaron la construcción del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que se convertirá en la principal y exclusiva vía de exportación de crudo del país. Las compañías crearon la empresa que llevará a cabo el proyecto que incluirá una nueva terminal portuaria en Punta Colorada, en la provincia de Río Negro, desde donde se exportará el petróleo extraído de la región de Vaca Muerta.
El consorcio que llevará adelante el proyecto está compuesto por YPF, Vista, Pan American Energy (PAE) y Pampa Energía, que formaron una sociedad llamada «Proyecto Vaca Muerta Sur», que funcionará de forma similar a Oldelval. Esta sociedad se encargará de la construcción, operación y mantenimiento tanto del oleoducto como de la terminal portuaria.
En un comunicado enviado a la Comisión Nacional de Valores (CNV), YPF informó que el 13 de diciembre de 2023, la reunión de directorio de VMOS aprobó por unanimidad la construcción del oleoducto de 437 kilómetros de extensión, que conectará el hub petrolero de Allen con la terminal costera en Punta Colorada. Además, contará con una terminal de carga y descarga equipada con monoboyas interconectadas y una playa de tanques para el almacenaje de crudo.
Plazos y capacidades del Vaca Muerta Sur
La construcción del oleoducto comenzará de inmediato, con el objetivo de completar la obra durante el cuarto trimestre de 2026. Se espera que la operación comercial se inicie el 31 de julio de 2027.
YPF, PAE, Vista y Pampa Energía comprometieron una capacidad de transporte de 275.000 barriles por día. Por otro lado, el proyecto ha concedido opciones de participación a Chevron Argentina, Pluspetrol y Shell Argentina, quienes podrán comprometer un volumen adicional de 230.000 barriles por día. Estas tres compañías se sumarán como accionistas en 2025, con el objetivo de aportar más capacidad de transporte.
En declaraciones de Shell, la empresa aseguró que están evaluando la opción de ingresar al proyecto en los próximos meses, una vez que finalicen sus procesos internos de toma de decisiones.
Quiénes firmaron el acuerdo
El acuerdo para la construcción de VMOS fue firmado el pasado viernes en la sede de YPF, ubicada en el barrio porteño de Puerto Madero. En la ceremonia estuvieron presentes los principales directivos de las compañías involucradas: Horacio Marín (YPF), Miguel Galuccio (Vista), Germán Burmeister (Shell), Marcelo Mindlin (Pampa Energía), Daniel Ciaffone (PAE) y Adrián Vila (Pluspetrol).
La capacidad de diseño del oleoducto permitirá transportar hasta 550.000 barriles por día en su operación comercial, y se podría ampliar hasta los 700.000 barriles diarios en caso de ser necesario.
YPF tendrá una capacidad comprometida de transporte de 120.000 barriles por día y una participación accionaria minoritaria en el proyecto, acorde a su volumen de crudo transportado.
YPF ya comenzó a construir el tramo 1 del oleoducto Vaca Muerta Sur.
Vista, por su parte, informó que tiene una participación minoritaria en VMOS y una capacidad de transporte de 50.000 barriles por día, con la posibilidad de ampliarla en caso de que el proyecto se expanda.
Inversión y financiamiento
El proyecto representará la mayor infraestructura de exportación de hidrocarburos de Argentina, con una inversión estimada de 3.000 millones de dólares. Este monto será financiado a través de aportes de los accionistas y financiamientos tanto locales como internacionales, que se concretarán a lo largo de 2025. Además, VMOS ha solicitado su adhesión al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI), según lo establecido por la Ley 27.442 y el Decreto Reglamentario N° 794/2024.
La terminal portuaria de Punta Colorada será equipada con dos monoboyas que permitirán cargar los buques más grandes del mercado, los VLCC (Very Large Crude Carriers), con capacidad para transportar hasta 2 millones de barriles.
Se estima que el proyecto VMOS podría generar 15.000 millones de dólares en exportaciones, y tiene la capacidad de escalar su producción hasta 770.000 barriles diarios hacia 2028, si la demanda de la cuenca lo requiere.
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16/12/2024
Pluspetrol completo la compra de los activos de Exxon en Vaca Muerta
Pluspetrol anunció hoy que completó la adquisición de la totalidad de ExxonMobil Exploration Argentina (EMEA) de sus previos accionistas, ExxonMobil y QatarEnergy.
La compra incluye participaciones mayoritarias en bloques estratégicos ubicados en Vaca Muerta, entre los que se destacan: Bajo del Choique-La Invernada, Los Toldos I Sur, Los Toldos II Oeste y Pampa de las Yeguas, además del 21,3% de las acciones en el oleoducto Oldelval, el principal sistema de evacuación del petróleo de la Cuenca Neuquina.
Bajo del Choique-La Invernada se ubica en la zona más prolífica de shale oil de Vaca Muerta; es un activo de clase mundial con pozos que destacan por su alta productividad.
El crecimiento de Pluspetrol
Esta transacción implica un hito importante en el crecimiento de Pluspetrol, que permitirá a la compañía multiplicar significativamente su producción y reservas consolidándola como uno de los productores de petróleo y gas más importantes de la región.
«Con esta adquisición, Pluspetrol reafirma su propósito de potenciar el desarrollo energético sostenible para el bienestar de las actuales y futuras generaciones y le da la bienvenida a un equipo de personas que se integrarán a la compañía para continuar con el desarrollo de los activos incorporados», indicó la compañía a través de un comunicado, tras tomar hoy lunes el control de los activos de la compañía norteamericana en Neuquén.
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16/12/2024
YPF inauguró un centro de alta tecnología para los pozos de Vaca Muerta
YPF sacó a la luz un avance fundamental en su camino hacia la modernización: la inauguración del Real Time Intelligence Center (RTIC), un centro de control de última generación que combina inteligencia artificial, automatización y análisis de datos en tiempo real. Aunque la nueva sala comenzó a operar hace un par de semanas, ya ha tenido un impacto considerable en la producción de los pozos de Vaca Muerta, el yacimiento más prometedor de Argentina. Fue presentada hoy en sociedad en conmemoración del Día Nacional del Petróleo.
Ubicado en el piso 26 de la imponente torre de YPF en Puerto Madero, el centro de control está a más de 1.400 kilómetros de distancia de los campos petroleros. Desde allí, los ingenieros y geólogos gestionan las perforaciones y terminaciones de los pozos sin necesidad de estar físicamente en el sitio. Todo se supervisa desde este espacio de alta tecnología, con vistas al Río de la Plata, donde los operadores trabajan en turnos de 12 horas, siguiendo un régimen de siete días de trabajo y siete días de descanso.
La creación de esta sala responde a la visión estratégica de Horacio Marín, CEO de YPF, quien encargó el liderazgo del proyecto a Leonardo Piccin, ex ejecutivo de Tecpetrol. El objetivo no solo es mejorar la eficiencia operativa, sino también transformar la cultura organizacional de la compañía y aumentar su competitividad en un sector tan desafiante como el de la industria petrolera global.
El chatgpt de YPF
El RTIC no es solo un lugar donde se monitorean los procesos; se trata del centro neurálgico de las decisiones clave dentro de YPF. Con un software especializado, los ingenieros pueden controlar más de 60 variables en tiempo real, lo que les permite tomar decisiones rápidas y precisas para optimizar la perforación y reducir costos operativos.
Un aspecto central de este sistema es el modelo predictivo en desarrollo, diseñado específicamente para Vaca Muerta. Este modelo se basa en datos de más de mil pozos perforados por YPF, lo que otorga a los ingenieros la capacidad de ajustar dinámicamente los parámetros de perforación.
Además, la compañía trabaja en el desarrollo del «ChatGPT de YPF», basado en este sistema de datos, permite a los operadores resolver problemas en tiempo real, aprovechando la analítica avanzada que se nutre del historial de más de mil pozos no convencionales perforados en el subsuelo neuquino.
Mejoras en la perforación
Gracias a los avances tecnológicos, YPF logró reducir los tiempos de perforación y mejorar la precisión de la geonavegación, con la cosecha de ganancias de tiempo significativas. En uno de los pozos perforados en 19 días, se logró ganar un día completo en el proceso gracias a las optimizaciones. A su vez, el sistema tiene la capacidad de detectar y corregir errores en tiempo real, evitando su repetición en futuras operaciones.
Con la implementación de esta tecnología, YPF espera aumentar la eficiencia de los pozos de Vaca Muerta entre un 15% y un 30%, reducir costos y mejorar la rentabilidad de los proyectos. Según la empresa, el modelo implementado es tan avanzado como los de gigantes del sector como ExxonMobil, que ya cuentan con soluciones similares en el Permian Basin de Estados Unidos.
La siguiente etapa en la evolución tecnológica de YPF será la incorporación de inteligencia artificial (IA) en los equipos de perforación. La meta es que las perforadoras puedan operar en «piloto automático», reduciendo al mínimo la intervención humana. Este proceso será gradual y llevará tiempo, dado que depende de un trabajo conjunto con los contratistas.
Conectividad y análisis de datos
Un componente esencial de esta transformación es la conectividad. Gracias a la red de Starlink, el RTIC puede procesar hasta 35 millones de datos por día, lo que permite un monitoreo constante y eficaz de las operaciones. Esta capacidad de procesamiento asegura que las decisiones no solo se tomen desde la sede central en Puerto Madero, sino también desde la planta de control en Neuquén, donde se supervisan las operaciones de producción y mantenimiento de los pozos de Vaca Muerta.
Lo que distingue realmente al RTIC es su enfoque colaborativo. Los ingenieros tienen comunicación directa con los operadores de las plataformas de perforación, lo que les permite responder con rapidez a cualquier imprevisto y tomar decisiones basadas en información actualizada al instante. La sala de control fue pensada como un espacio donde la interacción constante y el análisis de datos faciliten la mejora continua de la eficiencia operativa. Cada tres meses, los ingenieros actualizan los estándares de perforación, utilizando como referencia los datos obtenidos de los 40 pozos perforados con mejor rendimiento.
«Queremos ser la mejor compañía de no convencionales del mundo», afirman con claridad desde YPF. La petrolera nacional no solo aspira a liderar la industria argentina, sino también a posicionarse como un referente global. Con la integración de inteligencia artificial, sensorización avanzada y automatización, YPF está revolucionando la manera en que se lleva a cabo la perforación en Vaca Muerta, con el objetivo de hacer sus operaciones más sostenibles, rentables y competitivas en el mercado internacional.
13/12/2024
Pluspetrol tomará el control de los activos de Exxon el lunes
Pluspetrol tomará el control el próximo lunes de los activos de ExxonMobil que adquirió tras un largo proceso de puja entre varias productoras de Vaca Muerta, por una cifra que ronda los 1.700 millones de dólares. Así será informado oficialmente entre la petrolera y el gobierno de la provincia de Neuquén.
La compañía fundada por las familias Rey y Poli tomará las riendas de 5 áreas en Neuquén, además de la participación que tenía la petrolera norteamericana en Oldelval, la empresa que transporta el petróleo hacia Bahía Blanca.
Fuentes de la industria indicaron que los empleados de Exxon Mobil Exploration Argentina (EMEA) tendrán continuidad laboral.
El banco de inversión a Jefferies Financial Group, contratado por la compañía para manejar la valuación sus activos onshore en Argentina, había cotizado el paquete en venta en unos 1.000 millones de dólares. Sin embargo, tras varios meses de puja con otras compañías, Pluspetrol se impuso con una fuerte oferta, que rondó los 1.700 millones de dólares.
Las áreas de Vaca Muerta que compró Pluspetrol
Los activos que adquirió Pluspetrol son las participaciones de ExxonMobil en las siguientes áreas de Vaca Muerta: Bajo del Choique – Lea Invernada (402 km²) – ExxonMobil (operador, 90%), Gas y Petróleo del Neuquén (10%); Loma del Molle (179 km²) – ExxonMobil (operador, 50%), YPF (50%); Los Toldos II Oeste (78 km²) – ExxonMobil (operador, 90%), Gas y Petróleo del Neuquén (10%); Los Toldos I Sur (195 km²) – ExxonMobil (operador, 80%), Tecpetrol (10%), Gas y Petróleo del Neuquén (10%); Pampa de las Yeguas I (59 km²) – ExxonMobil (operador, 50%), YPF (50%). También compró la participación accionaria en Oldelval y la capacidad de evacuación contratada en esa red de transporte.
El área estrella de ese paquete es Bajo de Choique, que tiene el mejor pozo no convencional de petróleo del mundo por su productividad. El superpozo BdC-10 superó el millón de barriles de producción acumulada en solo 20 meses.
Exxon puso en marcha este año la construcción del oleoducto Bajo del Choique Nordeste, una obra clave para evacuar la producción, que elevó la cotización de sus activos. Estaría culminado para enero de 2025.
Este nuevo ducto permitirá el transporte diario de hasta 60.000 barriles de petróleo a lo largo de una extensión de 43 kilómetros, con un diámetro de 12 pulgadas, con una inversión estimada de 75 millones de dólares.
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11/12/2024
Cuáles son las empresas que dominan Vaca Muerta
Vaca Muerta gana cada día más relevancia en el desempeño económico del país. Aunque empresas como YPF y Vista lideran el mercado, hay un panorama de constante competencia y crecimiento. El desafío para las compañías será mantener y acelerar su producción mientras enfrentan los retos técnicos y las condiciones cambiantes del mercado global de hidrocarburos.
El mercado de shale oil sigue concentrado en un pequeño grupo de empresas, con YPF a la cabeza. En octubre de 2024, la petrolera nacional consolidó su liderazgo con una producción de 227,6 kbbl/día, un el 54% de la producción total de petróleo no convencional, de acuerdo a los datos de la consultora Economía & Energía. Este aumento interanual del 16,8% refleja la capacidad de la empresa para continuar su expansión, a pesar de las fluctuaciones en los precios internacionales y la volatilidad económica. Desde el 2022, su producción ha crecido un 46,4%, y se destacó como la empresa más estable en cuanto a volumen y crecimiento en el segmento.
En segundo lugar se encuentra Vista Energy, que con una producción de 73,5 kbbl/día (17% de la producción total) mostró un crecimiento sobresaliente. En comparación con octubre de 2023, la petrolera conducida por Miguel Galuccio registró un aumento de 51,2%, y 70,6% en relación con octubre de 2022, lo que la convierte en una de las empresas con mayor dinamismo dentro de la industria, en particular gracias a su enfoque en el desarrollo de sus activos en Vaca Muerta.
Fuente: Economía & Energía.
Shell, por su parte, ocupa la tercera posición con 33,0 kbbl/día, lo que equivale al 8% de la producción total de shale oil. Su crecimiento fue del 38,6% interanual respecto a octubre de 2023, una cifra que refleja la capacidad de la compañía para maximizar el potencial de sus activos.
En el cuarto puesto se encuentra PAE (Pan American Energy), con 24,0 kbbl/día y un crecimiento del 46,9% frente a octubre de 2023. Si bien su participación en la producción total de shale oil es del 6%, su rendimiento es notable.
Pluspetrol, con 20,5 kbbl/día, completa el grupo de las cinco principales productoras, con el 5% de la producción total. Destaca por su aumento significativo en los últimos años, con un 171,9% de incremento respecto a octubre de 2023, y un 211,3% frente a octubre de 2022, lo que la posiciona como una de las empresas con el mayor potencial de crecimiento en Vaca Muerta.
En conjunto, estas cinco empresas representan el 70% de la producción total de shale oil en Argentina.
Shale gas: el crecimiento y los desafíos
En el ámbito del shale gas, el liderazgo también sigue estando en manos de YPF En octubre de 2024, produjo 14,7 MMm³/día, lo que representa el 23% de la producción total de gas no convencional y un 8,7% por encima de octubre de 2023.
Tecpetrol, la segunda productora en este segmento, alcanzó 12,1 MMm³/día (19% de la producción total). A pesar de su liderazgo, experimentó una caída del 1,3% interanual frente a 2023, vinculada a la demanda estacional.
Por otro lado, Total Energies muestra un desempeño positivo. Con 10,2 MMm³/día de producción (16% del total), la compañía registró un crecimiento del 18,6% en comparación con el año pasado, y un aumento aún más notable del 38,2% respecto a 2022.
Fuente: Economía & Energía.
En cuarto lugar se encuentra PAE, con 9,4 MMm³/día (15% de la producción total), logró un crecimiento sostenido, con un aumento del 4,4% en comparación con octubre de 2023, y del 39,5% respecto a 2022. Su estrategia de optimización de los recursos y su enfoque en la innovación técnica parecen estar dando frutos.
Pluspetrol, aunque con una participación más modesta del 13% en la producción total de shale gas (8,4 MMm³/día), fue una de las empresas más destacadas por su crecimiento explosivo. Su producción creció un 68,5% respecto a octubre de 2023, y un 97,7% en comparación con 2022, destacando su capacidad para aumentar rápidamente su participación en este sector clave.
Al igual que en el caso del petróleo no convencional, las cinco principales productoras de shale gas dominan el mercado argentino, representando el 67% de la producción total de gas no convencional en el país.
YPF concentrará sus inversiones en Vaca Muerta.
La industria del shale en Vaca Muerta sigue siendo un pilar clave para la economía argentina, con las principales productoras consolidándose como actores fundamentales en la producción de petróleo y gas no convencionales. Si bien YPF mantiene una posición dominante, otras empresas como Vista, Total Energies y Pluspetrol están demostrando un crecimiento significativo, lo que configura un panorama cada vez más competitivo.

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09/12/2024
GNL en Río Negro: bajo impacto ambiental y beneficios económicos
En el Gimnasio Municipal de San Antonio Este se llevó a cabo una audiencia pública para debatir el proyecto de instalación de una unidad flotante de licuefacción de gas natural (FLNG) en el Golfo San Matías, con la participación de más de 120 oradores. El proyecto, impulsado por la empresa Southern Energy S.A. –una alianza entre Pan American Energy (PAE) y la noruega Golar LNG– busca transformar la región en un polo exportador de gas natural.
El intendente de San Antonio Oeste, Adrián Casadei, defendió con firmeza el proyecto, destacando que las inversiones en infraestructura contribuirán al desarrollo económico sin perjudicar al turismo ni a la pesca. “Las preocupaciones expresadas hace 20 años (con Alpat), cuando se temía que la pesca y el turismo se verían afectados, hoy han quedado en el olvido. El puerto se ha convertido en un destino turístico ejemplar”, aseguró Casadei. Según el intendente, el proyecto no solo generará nuevas fuentes de empleo, sino que también permitirá la diversificación de la economía local.
Por su parte, Andrea Confini, secretaria de Energía y Ambiente de la provincia, resaltó el potencial del proyecto para ampliar la matriz productiva de la región. “Estamos trabajando para convertir a San Antonio y Las Grutas en un polo exportador de gas natural, lo cual será un hito para la provincia de Río Negro”, afirmó Confini, y aseguró que la autoridad provincial supervisará el cumplimiento de los estándares ambientales.
La audiencia pública por el estudio de impacto ambiental del buque de GNL se hizo en San Antonio Oeste.
El estudio de impacto ambiental de la consultora Serman & Asociados
Uno de los momentos clave de la audiencia pública fue la presentación detallada del estudio de impacto ambiental realizado por la consultora Serman & Asociados, encargada de evaluar los posibles efectos del proyecto de licuefacción en el entorno local.
Los representantes de la consultora desglosaron los hallazgos del estudio, y aseguraron que los impactos ambientales del proyecto serían de baja a moderada importancia, con énfasis en el diseño de un plan de monitoreo y gestión integral para mitigar los efectos adversos.
Los impactos en tierra serán principalmente debido a la construcción de la zanja para el gasoducto terrestre que llevará gas al buque flotante. Esta intervención afectará de manera temporal a la vegetación y el suelo, pero se implementarán medidas para la recuperación del suelo y la rehabilitación de la vegetación una vez finalizada la obra. La consultora también detalló que la afectación en el lecho marino, a lo largo del ducto submarino, sería mínima y temporal.
Golar posee la flota más grande del mundo de unidades FLNG por capacidad de licuefacción anual.
En cuanto a los impactos en el agua, los especialistas explicaron que la descarga de agua de enfriamiento del buque licuefactor, que estará a una temperatura superior a la del mar, fue analizada en detalle. Se modeló el escenario de una variación térmica de hasta 7 grados, y los resultados indicaron que no se espera una afectación significativa en la calidad del agua. Asimismo, se propuso un monitoreo constante de la temperatura y calidad del agua para detectar posibles variaciones.
El estudio también contempló los posibles efectos del impacto acústico generado por las operaciones del buque, especialmente en relación con la fauna marina. A pesar de que no se prevé una afectación física a los animales marinos, se sugirió la instalación de hidrófonos para monitorear el ruido submarino actual y en el futuro, asegurando que el nivel acústico se mantenga dentro de los límites establecidos por la normativa internacional.
Riesgos de contingencia y medidas preventivas
Los expertos de Serman & Asociados abordaron las contingencias potenciales, como fugas de gas en los gasoductos, derrames de GNL o hidrocarburos, y posibles colisiones de embarcaciones. Según el estudio, estos eventos son de bajo riesgo debido a la baja frecuencia de ocurrencia y a las estrictas medidas de seguridad implementadas en el diseño del proyecto. Se modelaron diferentes escenarios, incluido un derrame de GNL, y los resultados mostraron que la nube de gas metano resultante no alcanzaría la costa con concentraciones inflamables.
En caso de un derrame de hidrocarburos, el estudio predijo que la mancha tendría un espesor máximo de 0.5 cm y que podría ser contenida rápidamente con los sistemas de emergencia previstos. Según la consultora, todos los riesgos evaluados presentan una baja probabilidad de ocurrencia, y se establecieron planes de contingencia para responder rápidamente ante cualquier eventualidad.
Impacto socioeconómico
Desde el punto de vista socioeconómico, el estudio destacó que el proyecto de GNL tendrá un impacto positivo en la demanda de mano de obra, bienes y servicios, lo que impulsará la economía regional y local. Durante la fase de construcción se prevé la creación de 600 puestos de trabajo, mientras que una vez operativo, el proyecto generará aproximadamente 850 empleos directos.
La consultora también subrayó que más de la mitad de los bienes y servicios utilizados en el desarrollo del proyecto provendrán de proveedores locales, lo que beneficiará a la economía de la zona. Asimismo, se implementarán programas de capacitación y desarrollo de proveedores locales para maximizar los beneficios económicos.
En cuanto a las actividades tradicionales como la recolección de pulpos, se proponen medidas para minimizar la obstrucción de caminos y asegurar que las restricciones en el espacio marítimo no afecten de manera significativa a la pesca. Además, el impacto paisajístico se considera bajo, ya que el buque estará ubicado a unos 5 kilómetros de la costa, lo que minimizará su visibilidad desde tierra.
Gestión ambiental y monitoreo
Uno de los aspectos más resaltados fue el plan de gestión ambiental diseñado para controlar y mitigar los impactos del proyecto. La consultora propuso un monitoreo exhaustivo durante la fase operativa, que incluirá mediciones de ruido, calidad del aire y del agua, así como el monitoreo de las comunidades biológicas marinas. Además, se estableció un plan de contingencias para atender eventos inesperados y un plan de gestión social para asegurar la participación continua de la comunidad y atender sus inquietudes.
Impulso a la industria Local y proyección Global
El gerente de proyectos de Southern Energy, Marcos Porteau, detalló que el proyecto de licuefacción flotante Hilli Episeyo comenzará a operar en 2027, con una capacidad de producción de 2,45 millones de toneladas de GNL por año, lo que representará aproximadamente el 10% del mercado de gas natural de Argentina. Durante la fase de construcción, se generarán 600 empleos, mientras que una vez en operación, se crearán unos 850 puestos de trabajo directos.
El impacto económico es significativo: se estima que entre 2027 y 2047 Argentina podría exportar entre 17.000 y 24.000 millones de dólares en GNL, con inversiones de unos 6.900 millones de dólares. La participación de proveedores locales será clave, ya que más de la mitad de los bienes y servicios requeridos provendrán de la región.
Los aportes de Invap y Termap
El evento también contó con la participación de expertos como Gustavo Cabrera de la empresa Invap, quien destacó la importancia de un sistema robusto de monitoreo y control ambiental. Cabrera subrayó el compromiso de Invap con el asesoramiento técnico, asegurando que la provincia cuenta con su experiencia para evaluar proyectos de alto impacto.
El gerente general de Termap, Daniel Zucas, también intervino en la audiencia, enfatizando que la industria petrolera y energética puede operar de manera armónica con el medio ambiente. Zucas presentó el modelo de operación de Termap, que lleva más de tres décadas operando en la cuenca del Golfo San Jorge, como ejemplo de excelencia operativa y responsabilidad ambiental.
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05/12/2024
Cómo YPF y Toyota transformarán la producción en Vaca Muerta con un nuevo enfoque
YPF avanza en su alianza con Toyota en busca de bajar hasta 30% sus tiempos de construcción de pozos en Vaca Muerta, desde la preparación del terreno hasta que se abre la primera válvula para fluyan los hidrocarburos. La compañía busca acelerar la producción de petróleo y gas, a través de un cambio central en la manera en que se opera en Argentina.
El denominado “Toyota Well” es un plan que comenzó a principios de año y que ya demuestra avances sólidos, con un centenar de personas involucradas, tres ejes de trabajo y seis frentes integrados. En esta etapa, se lanzaron dos líneas prototipo para testear las posibilidades de mejoras y aplicarlas luego a todo el desarrollo de pozos en Vaca Muerta.
“Con este trabajo vamos a poder reducir entre un 15 y un 30% el ciclo de construcción de pozos, migrando hacia un modelo de trabajo industrializado, igual a la línea de montaje continua que usa Toyota para fabricar sus vehículos”, explicó Micaela Julieta Cecchini, gerenta de Agilidad, Innovación y Mejora Continua de YPF.
“El Toyota Well va a revolucionar la forma en la que trabajamos en Vaca Muerta e implica un desafío muy grande porque es mucho más que un cambio en la metodología de trabajo: es una transformación cultural, un cambio en la manera de pensar”, sostuvo Cecchini.
Destacó, además, que el trabajo incluye a los proveedores de servicios, que se convertirán en socios estratégicos para aplicar esta nueva forma de trabajo.
El sistema de Toyota en los pozos de Vaca Muerta
YPF busca aplicar el Toyota Production System (TPS), el método productivo de mejora continua que le permite a Toyota ser una empresa modelo de productividad y sustentabilidad a nivel mundial. El TPS es una filosofía de trabajo desarrollada a lo largo de la historia de la compañía japonesa que se ha estudiado en todo el mundo.
Este trabajo conjunto forma parte del plan 4×4 que impulsa la compañía en busca de multiplicar su valor con la eficiencia y la productividad como su principal objetivo.
La mejora continua es el núcleo de Toyota Well. Este principio, que busca optimizar constantemente los procesos y eliminar ineficiencias, se implementa a través de varias estrategias:
Identificación de anormalidades: se lleva a cabo un análisis exhaustivo para detectar problemas y áreas de oportunidad.
Estandarización: se establecen estándares para cada etapa del proceso, utilizando criterios como el P40.
Trabajo en equipo: Equipos multidisciplinarios trabajan en conjunto para proponer soluciones y aplicar mejoras.
Gestión de anormalidades: se implementan mecanismos para abordar ineficiencias de manera proactiva.
Eliminación de desperdicios: Se busca reducir los tiempos de espera y maximizar la producción.
Cultura de aprendizaje: se fomenta una mentalidad de evaluación y ajuste constante.

Como parte de su estrategia, el proyecto Toyota Well de YPF trabaja en dos líneas prototipo que servirán como bancos de pruebas para validar la eficacia del modelo antes de su escalado a toda la industria. Estas líneas permiten evaluar la viabilidad del modelo en un entorno controlado, gestionando las anormalidades desde una fase temprana.

Ya se aplica con compañías de servicios como SLB, Contreras, Halliburton, Baker Hughes, Halliburton, DLS y Nabors. Al finalizar el 2024, se compararán los resultados para determinar la eficacia de ambas líneas de trabajo, lo que permitirá decidir los próximos pasos para la masificación del modelo.

Reducir los costos, el gran objetivo

La implementación de Toyota Well promete reducir los costos mediante la optimización de procesos, lo cual que se traduce en menores costos de producción. También busca generar un incremento en la eficiencia de la construcción de pozos, y que el modelo sea sustentable, de manera de que se pueda sostener y evolucionar con el correr del tiempo.

El proyecto se desarrolla en seis frentes de trabajo, en la cual se divide la línea de construcción de un pozo en Vaca Muerta: armado de locaciones, perforación, terminación, pre-frac, post-frac y puesta en producción. Cada uno de estos frentes cuenta con equipos que trabajan en paralelo bajo un plan de trabajo que se respeta rigurosamente.

04/12/2024

Harbour Energy ingresó al proyecto de GNL de PAE y Golar

PAE amplía su consorcio

Harbour Energy: un jugador global en el sector energético

Pampa Energía ya se subió al proyecto

Declaran de interés público una propuesta de TGS estratégica para el gas de Vaca Muerta

El ahorro fiscal

Categoría: Patagonia Shale

La apuesta de YPF al gas

Plazos y capacidades del Vaca Muerta Sur

Quiénes firmaron el acuerdo

Inversión y financiamiento

El crecimiento de Pluspetrol

El chatgpt de YPF

Mejoras en la perforación

Conectividad y análisis de datos

Las áreas de Vaca Muerta que compró Pluspetrol

Shale gas: el crecimiento y los desafíos

El estudio de impacto ambiental de la consultora Serman & Asociados

Riesgos de contingencia y medidas preventivas

Impacto socioeconómico

Los aportes de Invap y Termap

El sistema de Toyota en los pozos de Vaca Muerta

Reducir los costos, el gran objetivo

PAE amplía su consorcio

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