AOG Patagonia 2026
En el Auditorio Tromen del Espacio DUAM, Ernesto López Anadón le preguntó a Marcos Bulgheroni por "el yacimiento que nunca muere". El Group CEO de Pan American Energy agradeció la pregunta con una ironía: dijo que nadie más pregunta por el convencional, y menos por Chubut. Después dedicó más de ocho minutos a explicar qué está haciendo la compañía con Cerro Dragón, un área de 3.500 kilómetros cuadrados que lleva siete décadas en producción. Fue el martes de esta semana.
El dato que se llevó los títulos fue otro, el del shale gas (ver abajo). Pero el grueso de la exposición giró alrededor de una pregunta menos vistosa y más cara: cómo se opera un yacimiento maduro cuando la forma tradicional de hacerlo ya no cierra. Bulgheroni lo dijo sin rodeos: con los rondines, las patrullas y las camionetas dando vueltas por el campo, el costo de operación dejó de ser competitivo.
El punto de partida es la escala. Cerro Dragón tiene unos 6.000 activos para monitorear, entre ellos 4.500 pozos productores y 1.200 pozos inyectores.
PAE reemplazó las recorridas por una flota de casi 20 drones que sobrevuela el yacimiento todos los días. Toman imágenes térmicas y convencionales, y un sistema de inteligencia artificial las procesa para detectar fallas, pérdidas y oportunidades de mejorar la producción. Cuando el sistema identifica un problema, despacha a la cuadrilla específica, con supervisión humana. Todo se coordina desde el Centro Remoto de Operaciones de Comodoro Rivadavia, donde los antiguos recorredores hoy trabajan como pilotos de dron certificados.
Según los números que dio Bulgheroni, la flota releva hoy 1.900 pozos productores y unos 430 inyectores. Eso equivale al 42% de los productores y al 36% de los inyectores del área. Sumados, son 2.330 pozos de 5.700, apenas por encima del 40%.
Por eso pesa tanto el otro anuncio que hizo: la idea es duplicar la flota. Con 40 drones, y si cada aparato mantiene su rendimiento, la cobertura diaria rondaría el 80% de los pozos del área. El objetivo declarado es doble: bajar costos y sostener producción en un área donde cada punto de declinación evitado vale.
Las cifras de la recuperación terciaria
El segundo frente es la recuperación terciaria, y ahí la novedad está en la evolución de las cifras más que en el proyecto. Cerro Dragón es un yacimiento de secundaria de gran escala: según Bulgheroni, el 90% del líquido que se mueve por día es agua. Esa agua barre el reservorio y empuja el petróleo hacia los productores, hasta que llega un punto en que ya no desplaza más.
Los polímeros cambian la viscosidad del fluido inyectado y reactivan ese barrido. PAE tiene dos o tres pilotos produciendo y, según el CEO, ya registró incrementos de producción.
A fines de mayo, cuando PAE detalló que presentaría el plan al RIGI, la inversión rondaba los u$s 680 millones y la producción incremental proyectada era de 24 millones de barriles, con un pico de más de 11.300 barriles diarios. A comienzos de octubre, en París, la presentación formal ante el régimen llevó el monto a u$s 1.200 millones, con 22 plantas de inyección de polímeros, 100 pozos nuevos y 600 intervenciones, y la meta pasó a 46 millones de barriles.
En la AOG, Bulgheroni fue un paso más allá: dijo que el objetivo de la aceleración es capturar "al menos 50 millones de barriles" de petróleo, además de un volumen de gas asociado. En cinco meses, la meta más que se duplicó.
Ese crecimiento también explica por qué Cerro Dragón se convirtió en el caso testigo de un debate regulatorio. El RIGI había sido pensado para nuevos desarrollos, y PAE tuvo que demostrar que un área convencional en declinación también podía serlo. Shale24 lo analizó como la puerta de entrada que esperaba el convencional para redefinir qué es un "nuevo desarrollo".
Shale gas con la vara de 2008
El tercer frente fue el que más ruido hizo. Bulgheroni contó que PAE produce shale gas en el Golfo San Jorge desde hace más de 18 meses, a partir de la formación D-129, y que la compañía no lo había anunciado.
La secuencia empezó hace tres años con un pozo vertical que confirmó que la roca era compatible con un desarrollo no convencional en presión, temperatura, contenido orgánico y espesor. Siguió un pozo horizontal con 1.500 metros de rama lateral, multifracturado, que es el que hoy produce gas húmedo. Según explicó el CEO, ese largo estuvo condicionado por los equipos disponibles en ese momento.
La productividad, admitió, "no es lo que nosotros quisiéramos que sea". La comparación que eligió fue Vaca Muerta entre 2007 y 2009. Por eso el tercer pozo ya fue perforado en su tramo vertical, se extrajeron coronas para estudiar la roca y los equipos técnicos diseñaron una estrategia de fractura propia, distinta de la neuquina. El próximo paso es la rama lateral de 2.500 metros.
El contraste con el plan original ayuda a medir el ritmo. Cuando PAE reconvirtió el área en concesión no convencional, en 2025, anunció un piloto de cinco pozos y u$s 250 millones, con ramas horizontales de hasta 3.000 metros. A 18 meses de producción, la compañía lleva tres pozos, y el lateral más largo programado, de 2.500 metros, se ubica por debajo de esa marca. Bulgheroni no mostró dudas sobre el destino: dijo estar convencido de que en la Cuenca del Golfo San Jorge se va a desarrollar una nueva cuenca no convencional, con condiciones propias, como Eagle Ford no es igual al Permian.