Martín Brandi - Entrevista con Shale24
Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) puso dos números sobre la mesa. Todo en la provincia de Mendoza.
El primero es de ingeniería. "Partimos de los pozos de mil metros de ramal horizontal y ya llegamos a 1.500 metros en esta campaña. El objetivo del año que viene es intentar llegar a un pozo horizontal con un ramal de 2.000 metros", dijo el presidente y CEO de la compañía, Martín Brandi, en la entrevista que publicó Shale24.
El segundo, pertenece a la órbita contractual. "En algún momento necesitamos construir una planta de tratamiento de petróleo y conectarla con el oleoducto Puesto Hernández-Luján de Cuyo, para lo cual vamos a necesitar trabajar con YPF", explicó el ejecutivo. Y agregó la condición: "Estamos trabajando con la provincia para consensuar una extensión de la vida útil del activo, de manera que sea posible amortizar esas inversiones en instalaciones".
Treinta y dos meses sin trépano y después seis pozos
La Secretaría de Energía fecha cada perforación del área. El último pozo que YPF inició en Llancanelo arrancó el 10 de octubre de 2022. El siguiente arrancó el 3 de junio de 2025, ya con PCR como concesionaria: treinta y dos meses de intervalo.
Entre esa fecha y el 26 de noviembre de 2025 la compañía inició siete pozos, de los cuales cinco horizontales llegaron a destino, uno vertical se terminó en diciembre y uno quedó abandonado a 122 metros.
Las profundidades finales que informa el registro ubican el salto. Uno de los pozos llegó a 2.651 metros, la mayor profundidad final del padrón del área, que cubre 74 pozos y arranca con perforaciones terminadas a fines de los años sesenta.
Los otros cuatro horizontales de la campaña quedaron entre 2.145 y 2.210.
Contra ese padrón cobra sentido el techo técnico que marcó Brandi: "Son pozos relativamente poco profundos. El reservorio se encuentra a mil metros de profundidad, lo que significa que existen desafíos técnicos para realizar ramales horizontales más allá de los 1.500 metros". Los incrementos de profundidad final son la traducción registral de la rama que se gana en el horizontal.
El octavo pozo, iniciado el 2 de mayo de 2026 sobre la locación que había quedado abandonada, es el que mejor le está saliendo. Aportó 748 metros cúbicos en julio, el volumen más alto de todos los pozos de la campaña y el segundo del área ese mes.
Lo que acumuló la campaña
PCR tomó posesión el 5 de diciembre de 2024. Ese mes el área produjo 235,7 metros cúbicos diarios, equivalentes a 1.483 barriles por día. La campaña levantó la curva hasta 2.065 barriles diarios en enero de 2026, el mejor mes de la compañía en el activo, y desde ahí la serie afloja: 1.785 barriles por día en julio de 2026, el último dato publicado, con 43 pozos en producción.
La comparación anual acomoda las expectativas. El promedio de 2026 hasta julio da 1.878 barriles diarios, contra 1.649 en 2025, 1.747 en 2024 y 1.968 en 2023, el mejor año de la serie mensual que la Secretaría de Energía publica desde 2006, cuando el área estaba en manos de YPF. El máximo mensual de esa misma serie sigue siendo marzo de 2023, con 2.131 barriles por día.
Los siete pozos que perforó PCR aportaron el 27,6% de la producción del área en julio. El pozo de mayor caudal individual sigue siendo el LL-2140(h), que YPF terminó en noviembre de 2022. Sobre esa herencia se apoya el diagnóstico del CEO: "Es una zona de petróleo extrapesado y es una zona que recién comienza su desarrollo".
Cuando Mendoza autorizó la cesión, en noviembre de 2024, el compromiso en firme incluía tres pozos nuevos para 2025 sobre un total de trece a cinco años, dentro de una inversión de más de u$s 56 millones que puede llegar a u$s 120 millones si prosperan las actividades contingentes. La campaña 2025 duplicó ese piso anual.
Cómo es el crudo extrapesado de Llancanelo
"Como el petróleo es muy pesado, separar el petróleo del agua es más complejo que en un reservorio con petróleo más liviano. El crudo tiene casi la misma densidad que el agua, por lo que es necesario mezclarlo con crudo liviano", describió Brandi en el reportaje completo.
Ese proceso hoy ocurre fuera del área: el crudo sale en camiones con aislación térmica hacia la refinería de Luján de Cuyo, y el ejecutivo lo resumió así cuando se le preguntó por el destino de la producción mendocina: "Es la totalidad, me atrevo a decir. Todo el petróleo que se produce en Mendoza termina en Luján de Cuyo".
La planta y el ducto ya figuraban en el expediente de la cesión. El Ministerio de Energía y Ambiente los enumeró en noviembre de 2024 como "actividades contingentes", sujetas a los resultados de las fases iniciales. Brandi puso ahora el precio de activarlas. La zona, dijo, "requiere una inversión muy fuerte en infraestructura".
El régimen fiscal del área cierra el círculo.
La provincia bajó las regalías del 12% al 6%, con un 3% de canon del CEP, mediante el Decreto 977/2019, y ató el beneficio al cumplimiento de planes de inversión y de tecnología de extracción avanzada, con la perforación de pozos horizontales entre los ejemplos que cita la propia administración provincial.
Brandi lo reconoció al reconstruir la historia del bloque: "La provincia apoyó esa iniciativa de YPF otorgando un régimen especial del 6% de regalías, dado que los costos de explotación de la zona son muy altos". La cesión a PCR se autorizó por Resolución N° 335-EyA-2024 del 22 de noviembre de 2024 y la escritura se firmó el 5 de diciembre.
El plan apunta a "perforar hasta ocho o nueve pozos por año para incrementar la producción del activo e intentar triplicarla", según dijo el CEO a Shale24. Sobre los 1.785 barriles diarios de julio, triplicar significa llegar a unos 5.356. Son dos veces y media el mejor mes que Llancanelo registró en veinte años de estadística oficial.