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YPF y un nuevo estándar en Vaca Muerta: 22 etapas de fractura en un solo día

YPF volvió a marcar un hito en el desarrollo de Vaca Muerta al alcanzar un nuevo récord de productividad en sus operaciones de fractura hidráulica. La compañía logró completar 22 etapas de fractura en un solo día, una marca inédita que refuerza su liderazgo operativo.

El nuevo récord confirma la aceleración del desarrollo no convencional y la efectividad de las mejoras tecnológicas implementadas por la empresa de mayoría estatal. El foco está puesto en aumentar la eficiencia, reducir tiempos y consolidar estándares operativos de clase mundial.

Desde YPF destacaron que el logro fue posible gracias a la implementación del sistema de fracturas simultáneas. Esta modalidad permite ejecutar múltiples etapas de manera coordinada, optimizando recursos y mejorando los tiempos de operación.

Otro factor clave fue el monitoreo permanente desde el Real Time Intelligence Center (RTIC). Desde este centro, los equipos controlan en tiempo real los parámetros de fractura, el bombeo y los tiempos entre etapas, lo que permite una gestión más precisa de la operación.

“Sumamos un nuevo récord en Vaca Muerta al alcanzar 22 etapas de fractura en un solo día. Un logro que confirma que vamos por el camino correcto”, señalaron desde la compañía al comunicar el hito.

La combinación de tecnología, análisis de datos y equipos especializados es uno de los pilares de la estrategia operativa de YPF. El objetivo es hacer de la compañía una operadora cada vez más eficiente y competitiva dentro del mercado energético.

YPF realizó en Vaca Muerta la primera fractura con su propio gas natural comprimido, reduciendo costos y marcando un hito en innovación energética

Una sucesión de hitos operativos en Vaca Muerta

El nuevo récord de 22 etapas diarias se suma a una serie de avances que YPF viene registrando a lo largo del año en Vaca Muerta. En septiembre, la compañía ya había alcanzado una marca destacada al completar 20 etapas de fractura por día.

En aquella oportunidad, la operación demandó 21 horas de bombeo y también se realizó bajo la modalidad de fracturas simultáneas. El hito fue anunciado por el CEO y presidente de YPF, Horacio Marín, quien destacó el impacto del logro en los estándares operativos.

“Alcanzamos una nueva marca que redefine nuestros estándares operativos. Este nuevo hito fortalece nuestro posicionamiento de cara a los próximos retos”, escribió Marín a través de sus redes sociales.

Ese récord se concretó en el PAD LC335 y se ejecutó de manera completamente remota desde la sala RTIC. Según informó la compañía, el control en tiempo real permitió optimizar los tiempos entre etapas y garantizar la seguridad de la operación.

YPF detalló que la ejecución se llevó adelante sin registrar incidentes, un aspecto clave en operaciones de alta complejidad como la fractura hidráulica. La seguridad es uno de los ejes centrales de la estrategia operativa.

Marín también subrayó la importancia del trabajo conjunto con los proveedores estratégicos. “Un gran trabajo del equipo YPF SA y SLB que representa un paso más hacia el futuro de la industria”, afirmó el directivo.

YPF rompió una nueva marca en la perforación de Vaca Muerta.

Innovación tecnológica y foco en la eficiencia

El nuevo récord operativo se apoya en una serie de innovaciones que YPF viene incorporando en Vaca Muerta. En septiembre, la compañía concretó la primera operación de fractura abastecida con GNC producido, despachado y transportado íntegramente por la empresa.

La operación se realizó en el bloque La Amarga Chica y permitió alimentar un set de fractura bifuel que funciona con una combinación de diésel y gas natural. El gas utilizado provino directamente de la producción de YPF en la formación.

El suministro de GNC fue abastecido desde una nueva estación de carga a granel ubicada en Añelo, diseñada para permitir el despacho continuo y seguro de gas. Esta innovación contribuye a la reducción del costo por pozo.

En julio, YPF también dio un paso clave en su transformación tecnológica al aplicar fibra óptica descartable en operaciones de fractura hidráulica. La tecnología permitió monitorear en tiempo real las etapas y detectar eventos críticos.

Según informó la compañía, la fibra óptica se implementó en 27 etapas sin que se registraran incidentes. Durante el proceso, se identificaron eventos de frac-hits sin generar pérdidas de tiempo ni horas operativas.

Noviembre fue uno de los meses más apagados para la actividad en Vaca Muerta

Aunque Vaca Muerta continúa encadenando hitos productivos, noviembre terminó destacándose por el retroceso en el ritmo de operaciones. El mes cerró con 1.762 etapas de fractura, una cifra que solo supera a enero —con 1.761 punciones— y se mantiene por debajo del registro de marzo, cuando se contabilizaron 1.960 fracturas.

A lo largo del año, las operadoras concretaron 22.045 etapas de fractura en la roca madre, con un fuerte predominio del segmento petrolero, que explica el 85% de la actividad acumulada.

El informe mensual elaborado por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, confirma que siete empresas tuvieron actividad durante noviembre. YPF volvió a encabezar el movimiento del shale con 934 etapas de fractura, lo que representa el 53% del total realizado en la formación no convencional.

Vista Energy se ubicó en segundo lugar con 201 operaciones, seguida por Pampa Energía, que cerró el podio con 196 punciones. Más atrás se posicionaron Pluspetrol, con 172 etapas, y Tecpetrol, con 146. Por debajo del centenar quedaron Chevron, con 82 fracturas, y Phoenix Global Resources, que aportó 31.

El mapa de los servicios en Vaca Muerta

En el segmento de compañías de servicio, SLB volvió a liderar con claridad el fracking en Vaca Muerta. Sus equipos completaron 746 etapas, distribuidas entre 545 para YPF y 201 para Vista Energy.

Halliburton quedó como su competidora más cercana con 667 punciones, de las cuales 389 se realizaron para YPF, 196 para Pampa Energía y 82 para Chevron.

Tenaris tuvo un mes particularmente activo, con 177 operaciones: 146 destinadas a Tecpetrol —su socia dentro del Grupo Techint— y 31 para Phoenix Global Resources.

El listado se completa con Servicios Petroleros Integrados (SPI), la firma creada por Pluspetrol tras la compra de los activos de fractura de Weatherford en el país. La compañía aportó 172 punciones en noviembre.

Cómo se movió el fracking mes a mes

El relevamiento de Fucello, también presidente de la Fundación Contactos Petroleros, permite trazar la evolución mensual del fracking en Vaca Muerta durante 2024.

Enero cerró con 1.761 punciones; febrero escaló a 1.978; marzo sumó 1.960; y abril logró una de las marcas más altas del año con 2.214 etapas. Mayo se consolidó como un mes histórico para el shale, alcanzando 2.588 punciones, mientras que junio registró 1.968.

En la segunda mitad del año, julio marcó 1.793 operaciones y agosto volvió a trepar con 2.163 fracturas. En septiembre se realizaron 1.831 etapas y octubre completó 2.020 punciones.

Noviembre, con sus 1.762 operaciones, quedó entre los meses de menor actividad y ahora todas las miradas apuntan a diciembre para completar el balance anual del fracking en Vaca Muerta.

PAE perforará en noviembre el primero de sus cuatro pozos shale en Cerro Dragón

Pan American Energy (PAE) comenzará a perforar en noviembre el primer pozo no convencional incluido en el plan piloto a través de una inversión superior a 40 millones de dólares y destinará más de 200 millones de dólares a la construcción de 17 proyectos de inyección de polímeros para recuperación terciaria en Cerro Dragón, de las cuales 6 serán inaugurados en los próximos 12 meses.

De esta manera, la compañía avanza con el desarrollo no convencional comprometido con una inversión inicial de más de 250 millones de dólares en la provincia.

La comitiva visitó la base de DLS en Comodoro Rivadavia donde se está acondicionando el equipo de perforación, el cual será trasladado a Cerro Dragón una vez finalizada la construcción de la locación que se está realizando en el yacimiento. La perforación se iniciará a mediados de noviembre.

Las etapas del plan piloto

La perforación con objetivo shale se realizará en dos etapas. La primera se iniciará con la perforación del pozo vertical Cerro Tortuga -x1000 de hasta 3.700 metros de profundidad para investigar un intervalo de shale de 120 metros de espesor. En esta fase se obtendrá un testigo corona de roca de más de 100 metros de longitud que permitirá tener un mejor conocimiento de las propiedades de la formación.

La información recopilada será analizada en ensayos de laboratorio por dos de los expertos internacionales más respetados del mundo en geomecánica y diseño de fracturas hidráulicas, de manera de asegurar que los resultados que se obtengan reflejen el verdadero potencial del objetivo a evaluarse. Posteriormente, se realizará el diseño de las fracturas con la utilización de simuladores de última tecnología.

La segunda etapa se realizará a partir del diagnóstico de los expertos con la información obtenida en el pozo vertical, por lo que en 2026 se prevé perforar una rama lateral de 3.000 metros saliendo del mismo pozo vertical, con 50 etapas de fractura.

PAE y su programa de recuperación terciaria

PAE también anunció un plan de recuperación terciaria a través de la construcción de 17 proyectos de inyección de polímeros. En la actualidad hay alrededor de 20 plantas de este tipo en toda la cuenca del Golfo San Jorge, – dos de ellas en PAE -, de manera que la compañía casi duplicará la cantidad actual de plantas de inyección de polímeros en la región.

La recuperación terciaria es una técnica que se aplica una vez agotadas las etapas de recuperación primaria (flujo natural y bombeo) y secundaria (inyección de agua de formación para mantener la presión), con el objetivo de movilizar el petróleo remanente atrapado en el yacimiento y maximizar su recuperación. Se estima que su factor de recobro, – cantidad de hidrocarburo que se puede producir respecto al volumen total en el reservorio -, puede mejorar hasta un 4% adicional por sobre el alcanzado con la recuperación secundaria, lo que permite contrarrestar el declino, alargar la vida útil del yacimiento y alcanzar un mayor nivel de reservas.

En los próximos 12 meses PAE inaugurará 6 de los 17 proyectos de inyección de polímeros adicionales incluidos en el plan. Estos proyectos, integrados a pozos de inyección de agua, transforman el polímero sólido en una solución lista para ser inyectada en el yacimiento con la finalidad de aumentar la viscosidad del agua y desplazar una mayor cantidad de petróleo hacia los pozos productores.

Autoridades

La visita a la base de DLS contó con la presencia del gobernador de la Provincia, Ignacio Torres; el vicegobernador Gustavo Menna, los intendentes de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili; de Rada Tilly, Mariel Peralta; el Ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce; el Secretario General del Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables del Chubut, Jorge Ávila; el Secretario General del Sindicato Petrolero Jerárquico de la Patagonia Austral, José Lludgar; el Presidente de Petrominera Chubut, Héctor Millar; el Secretario General de la UOCRA Comodoro Rivadavia, Raúl Silva; y el Secretario General del Sindicato de Camioneros de Chubut, Jorge Taboada. En representación de Pan American Energy asistieron el Vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el Vicepresidente de Relaciones Laborales, Sergio Faraudo; y el Vicepresidente de Operaciones en Golfo San Jorge, Tomás Catzman.

En este marco, el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, destacó que “este es el principio de un proyecto que tiene un potencial enorme en términos productivos para la provincia, pero también es el principio de un cambio de paradigma, de dejar de pelearnos entre nosotros y ponernos espalda con espalda a defender lo nuestro”.

Tomás Catzman, Vicepresidente de Operaciones de PAE en el Golfo San Jorge, afirmó que “con estos anuncios buscamos abrir un nuevo horizonte de inversión en la cuenca del Golfo San Jorge a través del desarrollo del no convencional y la recuperación terciaria. Basados en los aprendizajes del último pozo y aplicando las mejores prácticas recomendadas por los expertos mundiales, estamos confiados en que este nuevo pozo nos dará buenos resultados y esperamos que su perforación pueda confirmarnos un posible sweet spot”.

El plan piloto con objetivo no convencional de PAE incluye la perforación de 5 pozos. El primero de ellos fue perforado a fines del año pasado y permitió comprobar la viabilidad operativa y la existencia de shale gas. La perforación del pozo anunciado este viernes es el primero de los cuatro pozos restantes previstos en el plan comprometido con la provincia de Chubut.

Aluvional trasladará su planta de procesamiento de arenas al corazón de Vaca Muerta

Aluvional trasladará su planta de procesamiento de arena al yacimiento Bajada del Palo, en Vaca Muerta. Con esta reubicación, la compañía busca optimizar la logística y garantizar un suministro más eficiente de arenas a las operaciones en la Cuenca Neuquina.

La empresa cambiará su modelo operativo para poder tomar arenas de distintas locaciones, incorporando arenas de cercanía.

Los trabajos de traslado comenzarán en el cuarto trimestre de 2025, y se prevé que la planta entre en operación en su nueva localización durante el primer trimestre de 2026.

Aluvional opera una planta de procesamiento que, a través de sistemas de atrición, lavado y filtrado en húmedo, permite eliminar impurezas —como la arcilla— y obtener arenas silíceas con la granulometría requerida para la estimulación hidráulica de pozos no convencionales. Actualmente, la planta procesa unas 130 toneladas de arena cruda por hora.

Aluvional, un actor clave en Vaca Muerta

La fractura hidráulica en Vaca Muerta, al igual que en otras cuencas productoras, se basa en inyectar agua, arena y aditivos a alta presión para abrir microcanales en la roca madre. En ese proceso, la arena cumple un rol clave: mantiene abiertos esos conductos para que el petróleo y el gas puedan fluir hacia la superficie.

Uno de los cambios más importantes en esta etapa operativa es la sustitución de la arena seca por arena húmeda. A diferencia de la primera, que debe someterse a un costoso proceso de lavado y secado en hornos alimentados a gas, la arena húmeda conserva hasta un 6 % de agua, evitando así todo ese circuito industrial previo.

La mejora genera un doble beneficio. Por un lado, reduce las emisiones de gases de efecto invernadero al eliminar el uso de hornos para el secado. Por otro, implica un ahorro económico significativo para las operadoras. Hoy, el costo de una tonelada de arena ronda los 180 dólares cuando proviene de Entre Ríos y cerca de 140 dólares si llega desde Río Negro. Con la adopción de arena húmeda, las proyecciones apuntan a reducir el valor a unos 115 dólares ya colocada en el pozo.

A gran escala, ese cambio representa cifras concretas: cada pad de cuatro pozos demanda alrededor de 45.000 toneladas de arena, lo que podría traducirse en un ahorro de medio millón de dólares por pozo y hasta 2 millones por pad.

Una técnica probada en EEUU

La fractura hidráulica en Vaca Muerta se realizó tradicionalmente con arena seca. Sin embargo, desde 2019 en Estados Unidos y en los últimos dos años en Argentina, comenzó a probarse con arena húmeda, una alternativa más económica y sustentable.

La pionera en incorporar esta tecnología en el país fue Vista Energy, que perforó sus primeros pozos bajo esta modalidad. A partir de esa experiencia, la compañía optimizó sus operaciones: reemplazó las sand boxes iniciales, incorporó camiones tolva para el transporte y rediseñó el sistema dosificador de arena, lo que mejoró la fluidez y la eficiencia en cada etapa del proceso de fractura.

Vaca Muerta acelera con fracking digital e inteligencia artificial

Vaca Muerta se posiciona como una de las principales plays del mundo. Su crecimiento no solo depende de la magnitud de sus recursos, sino también de la capacidad para aplicar tecnología en las operaciones de fracking.

En esta transformación, las empresas de servicios energéticos cumplen un papel decisivo al incorporar digitalización, inteligencia artificial y sistemas de monitoreo.

SLB, antes conocida como Schlumberger, encabeza el desarrollo de soluciones que combinan datos masivos, simulaciones avanzadas y algoritmos predictivos. Con estas herramientas, logra optimizar cada etapa de la fractura hidráulica, ajustando en tiempo real presiones, volúmenes de arena y fluidos.

El resultado es un fracking más eficiente, con menores riesgos operativos y reducción de costos, un factor clave para la competitividad internacional de la cuenca neuquina.

La capacidad de procesar información instantánea marca un cambio profundo en la operación. Los pozos se diseñan con mayor precisión y las fracturas alcanzan mejores resultados, consolidando a Vaca Muerta como un polo atractivo para inversiones en un mercado global cada vez más exigente.

Empresas que apuestan a la digitalización

Halliburton también impulsa un fracking digital en la cuenca. Su estrategia combina sensores avanzados, software de modelado y sistemas de predicción que permiten entender mejor el comportamiento de los reservorios.

La información recopilada durante cada operación se procesa con algoritmos que anticipan fallas y sugieren medidas correctivas antes de que ocurran interrupciones.

Este enfoque mejora la seguridad, agiliza la ejecución y aumenta la productividad. Además, permite a las operadoras planificar fracturas más eficientes y con mayor continuidad, factores que repercuten en la reducción de costos y en la consolidación de Vaca Muerta como motor energético de Argentina.

Calfrac Well Services, por su parte, incorpora equipos de alta potencia que logran fracturas más rápidas y potentes. La compañía complementa su capacidad técnica con sistemas de control digital y sensores que generan información en detalle sobre el desempeño de cada etapa. Estos datos se convierten en un insumo clave para la mejora continua de procesos.

Vaca Muerta y la eficiencia

La apuesta de Calfrac no se limita a la eficiencia técnica. También promueve prácticas que reducen emisiones, optimizan el consumo energético y aprovechan de forma más efectiva los recursos locales. Su enfoque coloca a la empresa como un socio estratégico para un desarrollo sostenido y responsable de la cuenca neuquina.

Tenaris, en tanto, aporta innovación desde la industria del acero. Sus tubos de alta resistencia están diseñados para soportar las exigencias del fracking no convencional. La compañía además avanza en procesos digitalizados y soluciones integradas que permiten conectar la producción industrial con las necesidades específicas de las operadoras en Vaca Muerta.

La combinación de innovación en materiales y abastecimiento ágil desde sus centros industriales en Argentina contribuye directamente a la productividad. La empresa refuerza la competitividad de la cadena de valor al ofrecer productos adaptados a las condiciones locales y con tiempos de entrega más cortos.

Vaca Muerta rompe récords en etapas de fractura de la mano de YPF.

Un fracking potenciado por datos y equipos

El despliegue tecnológico en Vaca Muerta no es un esfuerzo aislado de cada empresa. Se trata de un ecosistema integrado en el que operadoras, pymes y proveedores locales trabajan en conjunto para adaptar soluciones globales a la realidad de la cuenca.

Cada innovación amplía la capacidad de producción, genera empleo calificado y promueve un crecimiento con base tecnológica.

Los efectos ya se reflejan en los resultados productivos. En los últimos años, Vaca Muerta registró récords de extracción de petróleo y gas. La digitalización y la inteligencia artificial aplicadas al fracking permitieron aumentar la productividad por pozo, al mismo tiempo que los costos operativos se mantienen en descenso.

La transición hacia un fracking digital implica también un cambio cultural en la manera de operar. El monitoreo remoto, la automatización de procesos y la toma de decisiones basada en datos consolidan un modelo más ágil, previsible y eficiente para el desarrollo de hidrocarburos no convencionales.

La proyección es clara: la innovación seguirá marcando el rumbo. Empresas como SLB, Halliburton, Calfrac y Tenaris continúan ampliando sus soluciones, con nuevos equipos, algoritmos más sofisticados y procesos industriales diseñados para potenciar la producción.

El fracking digital y la inteligencia artificial ya forman parte del presente de Vaca Muerta. La combinación de conocimiento global, adaptación local y nuevas tecnologías transforma a la cuenca en un centro de referencia energética.

Su evolución continuará de la mano de quienes integran esta cadena, impulsando a Argentina hacia una mayor competitividad en el mercado mundial de hidrocarburos.

YPF usa su propio gas para fracturar en Vaca Muerta

YPF alcanzó un paso clave en la transformación energética de Vaca Muerta al concretar la primera fractura hidráulica abastecida íntegramente con GNC producido, despachado y transportado por la propia compañía. La iniciativa representa un ahorro significativo en el costo por pozo, gracias al reemplazo parcial de diésel por gas natural.

La operación se llevó a cabo en el bloque La Amarga Chica, donde la empresa utilizó un set de fractura bifuel capaz de funcionar con una combinación de gas y diésel. El abastecimiento provino de una estación de carga a granel recientemente inaugurada en Añelo, diseñada para garantizar un suministro seguro y continuo, consolidando un precedente para la industria del shale argentino.

El gas comprimido que utilizó YPF proviene directamente de su producción en Vaca Muerta. Tras ser procesado, es transportado al campo para alimentar la operación. Con este paso, la compañía no solo refuerza su liderazgo tecnológico, sino que también abre la puerta a un nuevo negocio: YPF Directo GNC, que podrá abastecer a otras operadoras, industrias sin acceso a gasoductos y al transporte pesado que opere con este combustible.

Innovación y eficiencia en fracturas

El uso de gas en fracturas se enmarca en la estrategia de optimización de YPF. Según reveló el presidente y CEO, Horacio Marín, la compañía alcanzó un récord al completar 401 etapas de fractura en un solo mes con un único set, lo que fue posible gracias a la eliminación de tiempos muertos, la implementación de fracturas simultáneas y el monitoreo en tiempo real desde el Real Time Intelligence Center.

“El logro refleja el compromiso de nuestro equipo y la apuesta permanente por la innovación. Alcanzamos 19 etapas de fractura en un solo día sin interrupciones”, señaló Marín en su cuenta de LinkedIn. Además, subrayó que la toma de decisiones en tiempo real permite una mayor precisión y eficacia en cada pozo.

Estos resultados refuerzan la posición de YPF como actor clave en la curva de aprendizaje de Vaca Muerta. La empresa no solo lidera en volúmenes de actividad, sino también en el diseño de nuevas prácticas que marcan tendencia en el shale argentino.

YPF, protagonista del fracking en Argentina

El liderazgo operativo de la compañía se confirma con las cifras. Solo en agosto, YPF completó 1.105 etapas de fractura, lo que representó el 51% de la actividad total en Vaca Muerta. En ese mismo mes, todas las operadoras sumaron 2.163 punciones, el tercer mejor registro del año.

Los datos de NCS Multistage muestran que las etapas de agosto marcaron un crecimiento del 20% respecto a julio, cuando se realizaron 1.793. En lo que va del año, ya se contabilizan 16.425 punciones, un 32% más que en el mismo período de 2024.

El informe de la Fundación Contactos Energéticos detalla que la actividad mensual fue en ascenso: 1.761 en enero, 1.978 en febrero, 1.960 en marzo, 2.214 en abril, 2.588 en mayo —máximo histórico para el shale— y 1.968 en junio. Estas cifras reflejan el ritmo que la industria proyectaba desde fines de 2024 y consolidan a YPF como la compañía que marca el rumbo en Vaca Muerta.

YPF rompe barreras en Vaca Muerta con la primera fractura 100% remota

YPF alcanzó un nuevo récord en la historia de Vaca Muerta al realizar por primera vez una fractura 100% remota. La operación se llevó adelante junto a Halliburton y fue monitoreada en su totalidad desde el Real Time Intelligence Center (RTIC) ubicado en la Torre YPF de Puerto Madero, en la Ciudad de Buenos Aires.

Este avance marca un paso decisivo en la transformación tecnológica que impulsa la petrolera de mayoría estatal. Según explicó la compañía, la operación representa una innovación sin precedentes en la industria local, ya que permitió ejecutar la fractura con precisión y sin necesidad de presencia física en el sitio.

El hito se enmarca dentro de la estrategia de digitalización y automatización de procesos, que busca elevar los estándares de eficiencia, seguridad y sustentabilidad en el desarrollo de los recursos no convencionales.

Innovación y eficiencia operativa en el fracking

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó que la fractura remota forma parte de una serie de avances que la compañía está implementando en Vaca Muerta. Entre ellos, subrayó la finalización de 401 etapas de fractura en un solo mes utilizando un único set de fractura.

La eficiencia alcanzada, explicó, fue posible gracias a la aplicación de fracturas simultáneas, a la eliminación de tiempos muertos y al monitoreo en tiempo real desde el RTIC. “El hito es una muestra del compromiso del equipo y la apuesta por la innovación. Logramos operar sin interrupciones, alcanzando 19 etapas de fractura en un solo día”, señaló Marín en un mensaje difundido en LinkedIn.

De esta manera, YPF consolida su curva de aprendizaje en el desarrollo no convencional, una de las claves del futuro energético argentino. La posibilidad de tomar decisiones operativas de forma remota y en tiempo real se traduce en un aumento significativo de la precisión y en una reducción de riesgos.

Nuevas tecnologías aplicadas en Vaca Muerta

La fractura 100% remota no es el único paso innovador de YPF en los últimos meses. En junio, la compañía anunció la implementación de fibra óptica descartable en las operaciones de fractura hidráulica. La tecnología, utilizada por primera vez en Vaca Muerta, permitió monitorear en tiempo real 27 etapas de fractura sin incidentes.

Durante ese proceso, se identificaron 40 eventos de frac-hits —impactos entre pozos cercanos que pueden afectar la eficiencia— sin que se registraran pérdidas de tiempo operativo. Este avance demostró la efectividad del sistema aplicado y consolidó la apuesta de YPF por integrar soluciones tecnológicas de última generación.

En paralelo, la empresa trabaja con Nabors Industries en la automatización de curvas y ramas laterales durante la perforación. Hasta el momento, se lograron más de 18 curvas y 10 ramas laterales de manera automática, un progreso que complementa la estrategia de optimización integral en la explotación de Vaca Muerta.

El Plan 4×4 de YPF

Todos estos hitos forman parte del denominado Plan 4×4, la estrategia que define el rumbo de YPF para enfocarse de manera total en el desarrollo no convencional. El objetivo es ampliar la capacidad productiva, consolidar a la empresa como líder regional en eficiencia e innovación y proyectar el potencial de Vaca Muerta a nivel global.

Marín ha señalado que la transformación tecnológica no solo busca mejorar los resultados operativos, sino también posicionar a YPF como un actor clave en la transición energética. El uso de inteligencia artificial, monitoreo remoto y automatización abre la puerta a una industria más competitiva, capaz de maximizar el valor de los recursos de manera sustentable.

Con la primera fractura remota realizada con éxito, YPF reafirma su rol protagónico en la revolución tecnológica que atraviesa el sector. Cada nuevo paso fortalece la posición de Vaca Muerta como uno de los yacimientos más prometedores del mundo y potencia el perfil innovador de la compañía en la escena energética global.