Desarrollo en Neuquén
En upstream petrolero, una batería es el nodo de superficie donde confluyen las corrientes de producción de múltiples pozos de un mismo bloque. Allí se realiza la separación primaria en sus tres fases —petróleo, gas natural y agua de formación— y se encamina cada flujo a su destino: el crudo hacia oleoductos o camiones cisterna; el gas, a sistemas de transporte o plantas de procesamiento; y el agua, a pozos sumideros.
La capacidad nominal de esa batería fija el techo físico de producción que un bloque puede sostener sin sumar nueva infraestructura. En Loma Jarillosa Este, GeoPark puso en marcha la primera etapa de ampliación de su planta central: de los 6.000 boepd actuales a 10.000 boepd.
Cuáles son las facilidades de Upgrade
El upgrade incorpora facilidades específicas para el tratamiento de gas y la disposición de agua de formación. El dato no es menor ya que la propia guía pública de la compañía para 2026 proyecta una producción en Argentina de entre 5.000 y 6.000 boepd.
La capacidad en construcción excede ese rango. La infraestructura corre por delante del guidance y sugiere que, en la planificación interna, la operadora proyecta una rampa de crecimiento más acelerada que la comunicada al mercado.
Un rig dedicado para habilitar el salto a escala
El segundo movimiento que refuerza ese cambio de ritmo es la licitación en curso de un equipo de perforación dedicado, que GeoPark prevé adjudicar durante el segundo trimestre. Hasta ahora, la compañía operó en Vaca Muerta con rigs contratados de manera puntual.
La incorporación de un equipo con asignación permanente cambia la lógica operativa: reduce tiempos muertos entre pozos, consolida la curva de aprendizaje de los equipos técnicos y habilita el paso al factory drilling —el esquema de perforación en serie— previsto para el cuarto trimestre.
El modelo no es novedoso en el play. Los principales operadores ya lo aplican en sus desarrollos core: estandariza diseños, acorta los tiempos de perforación por pozo y traslada eficiencias al lifting cost. Hasta ahora, GeoPark no formaba parte de ese grupo. La licitación del rig la coloca en esa trayectoria.
Retomar, terminar y optimizar: la secuencia en campo
El avance operativo del primer trimestre se concentró en el Pad-1030, donde GeoPark retomó la perforación de tres de las cinco ramas laterales que habían quedado inconclusas.
La operadora anterior —Pluspetrol, que vendió Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste por u$s 115 millones en septiembre de 2025, con cierre en octubre— había iniciado el pad sin completarlo antes del traspaso.
Los dos primeros pozos finalizados bajo la nueva gestión completaron su perforación el 1 y el 15 de abril. En paralelo, la compañía ejecutó una segunda campaña de instalación de sistemas de levantamiento artificial en tres pozos, logrando reducir en diez días el tiempo total de shut-in respecto de la intervención previa.
En un plan que prevé entre 50 y 55 pozos hasta 2028 y un capex acumulado de entre u$s 500 y u$s 600 millones, cada mejora en tiempos operativos impacta directamente en la velocidad de monetización del bloque.
La restricción invisible: el agua
En la ventana de petróleo negro de Vaca Muerta, los pozos horizontales producen, durante sus primeros meses, varias veces más agua de formación que crudo. En ese contexto, la limitante no es la perforación sino la capacidad de gestionar ese flujo.
Sin tratamiento y disposición suficientes, el ritmo de producción queda condicionado por la tasa de desagüe. Por eso, la ampliación de la batería —con foco en agua y gas— no es un detalle técnico: es la condición habilitante para escalar.
La secuencia del plan lo refleja con claridad: primero, la perforación de un pozo de disposición de agua; después, la fractura de un pad de cinco pozos. Sin esa infraestructura previa, los barriles quedan, literalmente, represados en superficie.
El paso regulatorio clave
El 15 de abril, la Secretaría de Ambiente de Neuquén realizó en Añelo la audiencia pública del Estudio de Impacto Ambiental del proyecto “Desarrollo Integral Loma Jarillosa Este”.
El expediente contempla cinco pads de cinco pozos cada uno, junto con la infraestructura asociada: ductos, acueductos internos, líneas eléctricas, caminos, instalaciones de almacenamiento de agua y gestión de residuos.
La audiencia —de carácter público y no vinculante, según la Ley Provincial N° 1875— se desarrolló sin incidentes. Las observaciones serán incorporadas al expediente técnico que evaluará la autoridad de aplicación.
El resultado habilita el siguiente paso regulatorio de un proyecto que busca sostener el salto de escala operativo.
Dos geografías, dos dinámicas
La actualización presentada ante la CNV, BYMA y A3 Mercados replica el mensaje global de GeoPark Limited. El primer trimestre mostró un comportamiento divergente entre sus principales activos.
En Colombia, el bloque CPO-5 promedió 6.109 boepd netos, con una caída del 7,7% respecto del trimestre anterior, afectado por bloqueos temporales en febrero. Aunque la producción terminó por encima del plan, el impacto se reflejó en la comparación secuencial.
A eso se suma la salida de activos en Brasil y Ecuador a fines de 2025, en una estrategia de simplificación que concentra el portafolio en dos ejes: Colombia y Argentina.
En contraste, Argentina emerge como el vector de crecimiento. Con un capex de entre u$s 80 y u$s 100 millones para 2026, la compañía apunta a escalar desde los 1.430 boepd del primer trimestre a entre 5.000 y 6.000 boepd a fin de año, con un plateau objetivo de 20.000 boepd hacia 2028.
El mercado toma nota, aunque con cautela: el consenso de analistas ubica el precio objetivo de la acción en torno a los u$s 10, con recomendaciones mayormente positivas pero sin unanimidad.
Lo inmediato: ejecución
Para el segundo trimestre, el plan operativo se ordena en tres frentes: la fractura de un pad de cinco pozos, la perforación de un pozo de disposición de agua (y uno de monitoreo) y la adjudicación del rig dedicado.
Los tres hitos convergen en una misma ecuación: más pozos, más capacidad de manejo de agua y más infraestructura de superficie se traducen en más barriles comercializables.
Con un Brent que promedió u$s 77,9 por barril en el primer trimestre y mostró firmeza en marzo, el contexto de precios acompaña. El diferencial ya no pasa por el mercado, sino por la capacidad de ejecución.