En dos semanas, Burgwardt y Expro anunciaron su salida de Chubut

La crisis de las empresas de servicios petroleros en la Cuenca del Golfo San Jorge sumó un nuevo capítulo. Apenas dos semanas después de que Expro comunicara que dejará de operar en la región, Burgwardt notificó oficialmente que también abandonará Comodoro Rivadavia.

En diálogo con La Voz del Sindicato, el secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut, Jorge Ávila, confirmó que ambas situaciones ya están siendo abordadas por el gremio. Mientras Burgwardt pone en riesgo alrededor de 125 puestos de trabajo, Expro dejará otros 28 trabajadores que deberán ser reubicados si se quiere evitar un nuevo golpe sobre la actividad.

“La semana que viene va a ser difícil, pero estamos trabajando para llevarle tranquilidad a la gente. Vamos a garantizar que los retiros se hagan como corresponde y vamos a hacer todo lo posible para sostener la continuidad laboral”, afirmó Ávila.

Dos salidas en menos de dos semanas

La salida de Burgwardt abrió una negociación para definir indemnizaciones y buscar alternativas laborales para quienes queden desafectados. El dirigente gremial manifestó que la empresa notificó que no pretendía continuar con su contrato y el gremio comenzó inmediatamente a intervenir para ordenar el proceso.

En este marco, Ávila insistió en que el sindicato no impedirá que una empresa abandone un contrato si considera que ya no puede sostenerlo. Sin embargo, aclaró que la prioridad pasa por defender a los trabajadores y evitar que la crisis termine trasladándose directamente al empleo.

“Nosotros no le impedimos a una empresa que se vaya. Lo que hacemos es trabajar para que la gente pueda seguir teniendo trabajo. Siempre pusimos el hombro cuando una empresa dejó la Cuenca y esta vez vamos a hacer lo mismo”, señaló.

El dirigente explicó que el escenario se volvió todavía más complejo con la confirmación de la salida de Expro, que llegó mientras el sindicato aún intenta resolver la situación de Burgwardt. Para el gremio, la sucesión de retiros refleja el deterioro que atraviesa el sector de servicios petroleros en la región.

La Cuenca pierde empresas y se achican las alternativas

Ávila recordó que el proceso no comenzó ahora. En los últimos años también dejaron la Cuenca del Golfo San Jorge compañías como Halliburton, Weatherford y Calfrac, una tendencia que fue reduciendo la cantidad de empresas disponibles para absorber personal cuando alguna contratista decide retirarse.

Según explicó, esa pérdida de actores termina afectando directamente las posibilidades de sostener el empleo. Cada empresa que deja la región implica menos alternativas para reubicar trabajadores y una mayor competencia por los pocos contratos que siguen activos.

“Hoy tenemos, no sé si llegamos a diez empresas de operaciones especiales en la Cuenca. Si seguimos perdiendo empresas, lo único que hacemos es rifar quién se va y quién se queda”, advirtió el secretario general.

El dirigente sostuvo que la preocupación es todavía mayor porque la mayor parte de los trabajadores afectados pertenece a sectores que difícilmente sean absorbidos por otras compañías. Personal de limpieza, seguridad, administración y bases operativas aparece entre los grupos con menos posibilidades de conseguir una reubicación inmediata.

El desafío inmediato pasa por evitar nuevos despidos

En el caso de Burgwardt, el sindicato trabaja sobre un esquema que contempla retiros para los empleados con mayor antigüedad y reubicaciones para los trabajadores más jóvenes. Ávila considera que una indemnización puede representar una salida razonable para quienes están próximos a jubilarse, pero no para quienes recién comenzaron su carrera en la actividad.

Al mismo tiempo, el gremio abrió una negociación para encontrar alternativas para el personal de Expro, aunque reconoció que el margen de maniobra es cada vez más reducido por la escasez de empresas que permanecen operando en la Cuenca.

“Expro ya notificó que se va. Ahí hay 28 personas para sacar. Si nosotros no tenemos cómo ubicar esos 28 compañeros, ya empezamos a perder trabajadores”, alertó Ávila.

El dirigente también vinculó la decisión de varias contratistas con el deterioro de las condiciones económicas de los contratos y explicó que muchas empresas enfrentan licitaciones con tarifas más bajas y sin adicionales que antes permitían sostener la estructura operativa.

Petroleros quiere que la CEOPE abandone Chubut

La crisis petrolera en Chubut ya no golpea únicamente a la perforación o la producción. Ahora el foco está puesto en las operaciones especiales, un segmento que perdió a buena parte de sus principales compañías y que atraviesa un proceso de achicamiento que, según el Sindicato de Petroleros Privados, amenaza con dejar sin trabajo a decenas de operarios.

En ese escenario, el secretario general del gremio, Jorge Ávila, sostuvo que la CEOPE dejó de representar una salida para la Cuenca del Golfo San Jorge y afirmó que prefiere que los servicios pasen directamente a manos de las operadoras.

“Nosotros lo que podemos es que la CEOPE se vaya. No me interesa tenerla en una situación tan difícil. Prefiero que lo hagan las operadoras. Prefiero que lo haga Pan American, CAPSA o PECOM“, afirmó Ávila en diálogo con La Voz del Sindicato.

Menos empresas y más incertidumbre

El dirigente sindical describió un escenario que viene deteriorándose desde hace varios años y recordó la salida de Halliburton, Weatherford y Calfrac, mientras que ahora se suma la decisión de Expro de abandonar Comodoro Rivadavia. Para el gremio, cada empresa que deja la Cuenca reduce aún más las posibilidades de sostener el empleo.

“Hoy tenemos, no sé si llegamos a 10 empresas de operaciones especiales en la Cuenca. Si seguimos perdiendo empresas, lo único que hacemos es rifar quién se va y quién se queda”, sostuvo Ávila al describir la situación que atraviesa uno de los sectores más castigados de la industria.

Además, el secretario general reveló que Expro ya notificó oficialmente su salida y que esa decisión deja un nuevo frente abierto para el sindicato, que ahora busca reubicar a los trabajadores afectados antes de que se pierdan puestos laborales.

“Expro ya notificó que se va. Ahí hay 28 personas para sacar. Si nosotros no tenemos cómo ubicar esos 28 compañeros, ya empezamos a perder trabajadores”, aseveró.

Jorge Ávila pidió mantener los puestos de trabajo en Chubut.

La discusión por el modelo de trabajo

Para Ávila, la crisis también obliga a revisar un esquema laboral que durante años funcionó con elevados niveles de horas extras, adicionales y francos acumulados, pero que hoy, con una actividad mucho menor, dejó de ser sostenible para muchas empresas.

El dirigente recordó que hubo compañías donde los trabajadores llegaron a acumular hasta cinco años de vacaciones sin tomar y que los traslados terminaban generando jornadas con adicionales del 140%, 160% o hasta el 180%. A su entender, esa realidad ya no puede repetirse.

“No podemos seguir sosteniendo una actividad que genera sueldos altos para unos y bajos para otros. Hay que demostrar que eso terminó y que tenemos que encontrar un camino que nos sirva a todos”, consideró.

Ávila insistió en que la prioridad dejó de ser mantener esquemas salariales extraordinarios y pasó a ser la preservación del empleo y explicó que la caída de la perforación redujo drásticamente la demanda de servicios especiales y muchas bases operativas prácticamente dejaron de trabajar.

Operadoras en lugar de empresas de servicios

El sindicalista planteó que las propias operadoras podrían asumir las tareas que actualmente realizan las compañías de operaciones especiales. Desde su mirada, ese camino permitiría evitar nuevas quiebras y abrir una negociación distinta para sostener los puestos de trabajo.

“Las empresas de operaciones especiales están dejando el servicio y las que quieren hacerlo son las propias operadoras. Entonces no van a quedar empresas de operaciones especiales. ¿Con quién vamos a discutir después?”, se preguntó.

Ávila fue todavía más allá y aseguró que, si las empresas continúan funcionando bajo los costos actuales, muchas no podrán sobrevivir. En ese caso, advirtió, el conflicto dejará de ser salarial para convertirse directamente en un problema de pérdida de empleo.

“Si seguimos así vamos a fundir todas las empresas. Y los que se van a quedar sin trabajo son los trabajadores. Hoy la prioridad es defender lo que tenemos.”

La tecnología también cambió la industria

Otro de los cambios que mencionó el dirigente tiene que ver con la incorporación de nuevas tecnologías en los equipos petroleros. Según explicó, muchas tareas que antes requerían un importante esfuerzo físico hoy se realizan mediante sistemas mecanizados, modificando la organización del trabajo.

Ese proceso, indicó, también cambió el perfil de quienes ingresan a la actividad. Incluso recordó que, durante la reubicación del personal de Calfrac, varias mujeres fueron incorporadas a equipos donde años atrás era impensado desempeñarse.

“Hoy el trabajo cambió. Antes había que poner el hombro durante doce horas. Ahora la actividad se maneja con grúas y con otra tecnología. Eso hizo que muchas tareas sean distintas.”

Ávila señaló que el sindicato tuvo que gestionar nuevas oportunidades laborales para trabajadores que provenían de operaciones especiales y terminaron desempeñándose en equipos de workover o pulling, muchas veces en funciones completamente diferentes a las que realizaban anteriormente.

Una negociación que recién empieza

Para el gremio, el desafío inmediato pasa por evitar que la crisis continúe expulsando empresas de la Cuenca. La preocupación ya no está solamente en las compañías que cerraron, sino también en aquellas que sobreviven con contratos de corto plazo o con dificultades para afrontar sus costos operativos.

“Hay empresas que ya están changueando, que consiguieron un contrato por un mes y ni siquiera tienen plata para pagarlo. Nosotros tenemos que ver cómo defendemos la cantidad de trabajadores que todavía quedan dentro de la industria”, sostuvo Ávila.

Vaca Muerta acelera: junio registró la mayor actividad de fracturas de la historia

Vaca Muerta alcanzó en junio el mayor nivel de actividad de etapas de fractura desde que existen registros. Durante el mes se realizaron 2.760 etapas de fractura, un volumen que superó ampliamente el máximo anterior y consolidó el fuerte ritmo de desarrollo del shale argentino.

El desempeño también permitió que el acumulado de 2026 llegara a 14.958 etapas, mientras las proyecciones del sector anticipan un cierre anual superior a las 28.000.

Según los datos del country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, las etapas de fractura crecieron de manera sostenida respecto de mayo, cuando se habían registrado 2.484 operaciones.

La evolución mensual refleja una aceleración de la actividad durante el primer semestre: enero cerró con 2.401 etapas, febrero con 2.371, marzo alcanzó 2.616, abril descendió a 2.335 y mayo volvió a recuperar dinamismo antes del récord alcanzado en junio.

Pluspetrol se consolidó en el segundo lugar

Las operadoras de Vaca Muerta mostraron una fuerte concentración de la actividad.  El principal impulsor de la actividad fue YPF que registró 1.392 punciones. Es decir, concentró exactamente la mitad de todas las fracturas durante el mes.

Detrás de YPF se ubicó Pluspetrol, con 443 etapas, equivalentes al 16% del total mensual. En tercer lugar apareció Pampa Energía, que ejecutó 339 etapas, representando el 12% de la actividad registrada en junio.

El resto del ranking estuvo integrado por Pan American Energy (PAE), con 179 etapas; Vista, con 165; GeoPark, que completó 119; Chevron, con 81; y Phoenix, con 42 etapas. En conjunto, estas compañías completaron el volumen récord que permitió cerrar el mejor mes de la historia para la actividad de fractura en el shale argentino.

Uno de los datos destacados del mes fue la menor participación del gas no convencional dentro de las tareas de completación. Apenas el 9% de las etapas correspondieron a desarrollos gasíferos, una proporción inferior a la observada en otros períodos y que refleja el predominio de los proyectos petroleros durante junio.

GeoPark comenzó a perforar en Vaca Muerta con una inversión de hasta USD 100 millones y apunta a multiplicar su producción en Neuquén.

GeoPark debutó en Loma Jarillosa Este

Entre las novedades operativas sobresalió el ingreso de GeoPark a las tareas de estimulación hidráulica en Loma Jarillosa Este. La compañía concretó allí sus primeras 119 etapas de fractura, trabajos que fueron ejecutados por Tenaris, marcando el inicio de una nueva etapa para ese desarrollo dentro de Vaca Muerta.

También se registró actividad en el segmento de tight gas. Durante junio se realizaron 54 etapas en el área Río Neuquén, operada por YPF, manteniendo el desarrollo de ese tipo de reservorios aunque con un peso mucho menor frente al shale oil.

En materia de servicios especiales, el mercado volvió a mostrar una elevada utilización de los equipos disponibles, aunque cuatro sets de fractura permanecieron sin actividad durante todo el mes. Aun así, el nivel general de utilización permitió alcanzar el mayor volumen mensual registrado hasta el momento.

Halliburton es una de las empresas lideres en Vaca Muerta.

FILE – In a Monday, June 26, 2017, file photo, a Halliburton employee works near rows of hydraulic fracturing pumping units at a three pad site in Midland, Texas. Halliburton Co. reports earnings, Monday, Jan. 22, 2018. (Steve Gonzales//Houston Chronicle via AP, File)

Halliburton lideró los servicios de fractura

Las empresas de servicios petroleros también exhibieron una clara concentración. Halliburton lideró ampliamente el mercado con 1.477 etapas, equivalentes al 54% del total mensual. Su actividad estuvo vinculada principalmente a los trabajos desarrollados por YPF, además de operaciones para Pampa Energía y Chevron.

El segundo lugar correspondió a SLB, que ejecutó 679 etapas, representando el 25% del mercado. La empresa prestó servicios para YPF, Pampa Energía, Pan American Energy y Vista, consolidándose como el segundo proveedor más activo durante junio.

Por su parte, Calfrac completó 241 etapas (9%), mientras SPI realizó 202 (7%). Tenaris ejecutó 161 etapas, equivalentes al 6% del total, impulsadas principalmente por las primeras operaciones de GeoPark en Loma Jarillosa Este y por trabajos para Phoenix. Con estos resultados, la actividad de fractura acumulada en 2026 alcanzó 14.958 etapas, prácticamente la mitad del objetivo proyectado para todo el año, estimado en más de 28.000 etapas.

Vaca Muerta eleva la vara: los clientes ya exigen un rendimiento al nivel de EEUU

La actividad en Vaca Muerta atraviesa una fase de mayor sofisticación operativa, impulsada por el avance tecnológico y la necesidad de elevar estándares de ejecución. En su visita a la roca madre, el vicepresidente de Producción de Halliburton, Eric Holley, destacó el rol creciente de la disciplina operativa y la consistencia en el desarrollo no convencional.

Holley remarcó que el shale ingresa en una nueva etapa de expansión. Según su visión, el crecimiento del sector no depende únicamente de la ambición, sino de la capacidad de ejecución sostenida.

“El desarrollo no convencional no escala solo con ambición. Requiere ejecución disciplinada, tecnología adecuada y personas con experiencia en los roles correctos trabajando de manera coordinada.
Esa combinación es la que permite lograr un rendimiento consistente”, aseveró.

El fracking en Vaca Muerta bajó en abril, pero sigue por encima de 2025.

 

El salto de exigencia de Vaca Muerta

En su análisis, Holley subrayó que el mercado argentino se acerca a niveles de exigencia similares a los de Estados Unidos, donde la consistencia operativa es un factor determinante en la productividad. La comparación con el mercado norteamericano aparece como referencia para medir eficiencia y desempeño.

El ejecutivo sostuvo que los clientes esperan resultados estables en cada etapa de la operación, con continuidad entre turnos y procesos. Esa demanda redefine la forma en que se planifican y ejecutan los trabajos en el segmento no convencional.

“Los clientes esperan un rendimiento al nivel de Norteamérica, lo que significa consistencia etapa tras etapa y turno tras turno. Ese nivel de exigencia se convierte en el nuevo estándar operativo en el shale”, ponderó.

Holley también señaló que la tecnología solo genera valor cuando está respaldada por una ejecución sólida, capaz de sostener resultados en entornos complejos y de alta intensidad operativa.

El petróleo de Vaca Muerta va por el mercado asiático.

Tecnología, ejecución y transformación operativa

En ese marco, Halliburton avanza con la implementación de su flota eléctrica ZEUS y el sistema OCTIV Auto Frac en Argentina. El despliegue busca integrar digitalización y eficiencia en las operaciones de fractura hidráulica.

Holley destacó que la colaboración con los clientes es un factor crítico para sostener el crecimiento de largo plazo en el desarrollo no convencional. La coordinación entre operadores, proveedores y equipos técnicos aparece como un eje central del nuevo esquema operativo.

El ejecutivo también puso en valor el desempeño de los equipos locales en Argentina, a los que atribuyó un rol clave en la evolución de los proyectos en curso. Según indicó, el talento, la capacitación y el foco en la ejecución marcan una diferencia tangible.

“El talento, la formación y el foco en la ejecución del equipo en Argentina son evidentes. Ese nivel de compromiso es lo que impulsa el rendimiento en el campo”, subrayó.

Vaca Muerta recuperó ritmo en mayo y registró la segunda mejor marca de fracturas de 2026

La actividad en Vaca Muerta volvió a crecer después de la baja registrada en abril. En mayo se contabilizaron 2.484 etapas de fractura, lo que significó un incremento del 6,3% respecto del cuarto mes del año. La marca fue la segunda más alta de 2026 y permitió que la roca madre acumulara 12.198 punciones durante los primeros cinco meses.

Así quedó reflejado en el informe que elabora Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, una de las referencias más consultadas para medir el pulso operativo del shale argentino. Los datos muestran que la actividad mantiene niveles elevados pese a la volatilidad observada durante algunos meses del año.

Del total registrado en mayo, apenas 94 fracturas estuvieron vinculadas a la ventana de gas, mientras que 2.390 correspondieron a la ventana de petróleo, confirmando que el desarrollo del shale oil continúa siendo el principal motor de crecimiento de Vaca Muerta. La actividad gasífera estuvo concentrada en los trabajos que Tecpetrol llevó adelante en Fortín de Piedra.

Los datos analizados por eolomedia muestran que en abril se completaron 2.335 etapas de fractura, mientras que en marzo se registraron 2.616 punciones. En febrero se contabilizaron 2.371 operaciones y en enero otras 2.401, lo que permite observar una actividad sostenida durante todo el año.

La evolución de las fracturas confirma que las operadoras continúan apostando por acelerar el desarrollo de los bloques más productivos de la formación neuquina. A pesar de algunas diferencias mensuales, la tendencia general continúa mostrando niveles de actividad históricamente elevados.

La división de los bloques

En lo que respecta a la actividad por áreas, Loma Campana, el bloque insignia de YPF y uno de los proyectos pioneros en el desarrollo de Vaca Muerta, volvió a posicionarse como el más activo de toda la formación. Durante mayo se realizaron allí 689 etapas de fractura.

El segundo bloque con mayor nivel de operaciones fue La Amarga Chica. El proyecto que YPF comparte con Vista Energy continúa consolidándose como uno de los principales desarrollos de shale oil del país y registró 323 etapas de fractura durante el quinto mes del año.

El podio fue completado por Bajada del Palo Oeste, el área estrella de Vista Energy. El bloque contabilizó 260 punciones y mantiene su lugar entre los desarrollos más productivos de la formación, apoyado en una estrategia de crecimiento sostenido y mejoras permanentes en productividad.

Detrás se ubicó El Trapial, uno de los proyectos que concentra las mayores expectativas dentro del hub norte de Vaca Muerta. El área operada por Chevron continúa ganando protagonismo dentro del shale oil neuquino y forma parte de la nueva generación de desarrollos que buscan incrementar la producción de crudo.

Por su parte, Shell también mantuvo un nivel de actividad relevante dentro de la ventana petrolera. La compañía realizó 131 etapas de fractura en Cruz de Lorena, uno de los activos que integra su portafolio de proyectos en la Cuenca Neuquina.

La distribución de las fracturas refleja cómo la actividad continúa concentrándose en un grupo reducido de bloques que explican buena parte de la producción incremental de petróleo no convencional. Los proyectos más maduros siguen liderando las estadísticas, aunque nuevas áreas comienzan a ganar terreno.

Vaca Muerta alcanzó una nueva marca récord.

El rol de las operadoras en Vaca Muerta

Durante mayo fueron ocho las operadoras que marcaron el ritmo de la actividad en el shale neuquino. YPF volvió a liderar cómodamente el ranking al concentrar prácticamente la mitad de las operaciones realizadas en la formación.

La petrolera de mayoría estatal completó 1.242 etapas de fractura, una cifra que le permitió alcanzar el 50% de participación sobre el total de las operaciones registradas durante el mes. La diferencia respecto de sus competidores continúa siendo significativa.

La segunda empresa con mayor actividad fue Vista Energy. La compañía fundada y dirigida por Miguel Galuccio realizó 405 punciones, equivalentes al 16% del total de las fracturas efectuadas en Vaca Muerta durante mayo.

Detrás se ubicó Chevron, que logró posicionarse por primera vez en el año dentro de los tres primeros lugares del ranking. La empresa estadounidense completó 188 operaciones, una cifra que representó cerca del 7% de las fracturas totales.

Muy cerca apareció Pan American Energy (PAE). La compañía del grupo Bulgheroni realizó 178 punciones, lo que también equivale a aproximadamente el 7% del total. En tanto, Pluspetrol registró 164 operaciones dentro de la roca madre neuquina.

Por su parte, Shell contabilizó 131 etapas de fractura, representando alrededor del 5% de la actividad mensual. El listado fue completado por Tecpetrol, con 94 operaciones, y Phoenix Global Resources, que alcanzó 82 punciones. Ambas compañías representaron el 4% y el 3% de la actividad total, respectivamente.

Vaca Muerta busca el desarrollo de tecnología propia.

La mirada en el servicio

En el segmento de las empresas de servicios, no se observaron cambios significativos respecto de los meses anteriores. Halliburton continúa siendo el principal actor del mercado de fractura hidráulica en Vaca Muerta y amplía progresivamente la distancia frente a sus competidores.

La compañía registró 1.303 etapas de fractura durante mayo, lo que representó el 52% del total de las operaciones realizadas en la formación. De ese volumen, 984 trabajos correspondieron a YPF, mientras que Chevron aportó 188 etapas y Shell otras 131.

Detrás se ubicó SLB, que completó 651 operaciones y concentró el 26% del total. Entre sus principales clientes se destacaron YPF, con 258 etapas de fractura, Vista Energy, con 260 operaciones, y Pan American Energy, con otras 133 punciones.

Tal como viene informando +e, Calfrac continúa ganando participación dentro del mercado de servicios especiales. La empresa completó 190 etapas de fractura en mayo, equivalentes al 8% de la actividad total registrada en la formación.

Los trabajos de Calfrac se distribuyeron entre Vista Energy, que demandó 145 operaciones, y Pan American Energy, que requirió otras 45. El crecimiento de la compañía se produce en un contexto de mayor competencia por contratos dentro de la Cuenca Neuquina.

Por su parte, Tenaris mantuvo una actividad alineada con los niveles observados durante los últimos meses. La empresa realizó 176 etapas de fractura, equivalentes al 7% del total. De ellas, 94 fueron para Tecpetrol y otras 82 para Phoenix Global Resources.

El informe se completa con la participación de SPI (Servicios Petroleros Integrales), la compañía creada por Pluspetrol tras la adquisición de los activos de Weatherford. Durante mayo realizó 164 operaciones destinadas exclusivamente a la petrolera que controla la firma, manteniendo una participación estable dentro del mercado de servicios de Vaca Muerta.

YPF mejoró 15% la velocidad de fractura y logró perforar un pozo horizontal en 10 días

YPF aceleró durante el primer trimestre de 2026 sus niveles de productividad operativa y eficiencia en Vaca Muerta y desempeño en el segmento upstream. La compañía logró mejoras de doble dígito en perforación y fractura, al tiempo que avanzó en diseños de pozos más extensos y en acuerdos tecnológicos para reducir costos y emisiones.

En diálogo con los inversores, el vicepresidente de Estrategia, Nuevos Negocios y Control de Gestión de YPF, Maximiliano Westen, sostuvo que la compañía alcanzó estándares que la posicionan entre los operadores más eficientes del shale argentino. El ejecutivo vinculó estos resultados con la continuidad de los procesos de optimización operativa y la reducción de tiempos improductivos.

“La mejora continua en la eficiencia de perforación y terminación ha posicionado a YPF como el mejor operador de su clase en Vaca Muerta”, afirmó Westen. Además, precisó que la velocidad de perforación en el hub de shale oil alcanzó los 364 metros diarios durante el primer trimestre.

Récords de perforación y fractura

Según detalló Westen, la velocidad de perforación mostró una mejora del 12% frente a 2025. Al mismo tiempo, la empresa registró avances en las operaciones de completación, donde la fractura no convencional alcanzó 11,2 etapas por set por día, con un crecimiento interanual del 15%.

“Nuestra velocidad de fracturación no convencional ascendió a 11,2 etapas por conjunto por día, respaldada por un aumento del 10% en las horas de bombeo”, señaló el directivo. El promedio de bombeo llegó a 18,5 horas diarias durante el trimestre, impulsando una mayor continuidad operativa.

Westen remarcó además que la compañía consiguió reducir tiempos muertos y elevar la consistencia de los equipos en campo. En ese sentido, destacó que durante enero YPF perforó un pozo horizontal en apenas 10 días dentro del bloque La Amarga Chica, uno de los principales desarrollos shale de la compañía.

“En enero perforamos un nuevo pozo horizontal en tan solo 10 días en La Amarga Chica, alcanzando una velocidad de 520 metros diarios”, aseguró Westen.

Pozos más largos y nuevos contratos

Otro de los ejes estratégicos mencionados por Westen fue el avance hacia pozos horizontales más largos, una de las principales herramientas que utiliza la industria para mejorar productividad y reducir costos unitarios en los desarrollos no convencionales.

“Hemos pasado de una longitud horizontal estándar de alrededor de 3000 metros a casi 3450 metros en el primer trimestre de 2026”, explicó el vicepresidente de YPF. Según indicó, este tipo de diseño permite incrementar la eficiencia de cada etapa de perforación y maximizar el contacto con la roca productiva.

El ejecutivo también resaltó el fortalecimiento del vínculo con proveedores estratégicos. En abril, la petrolera firmó un acuerdo de cinco años con Halliburton para incorporar servicios de fracturación eléctrica, una tecnología orientada a automatizar operaciones y reducir la intensidad de emisiones.

“La electrificación y automatización permitirán aumentar la eficiencia y mantener una mayor consistencia operativa”, indicó Westen al referirse al nuevo contrato. La compañía busca además avanzar en procesos con menor impacto ambiental dentro de sus operaciones shale.

Halliburton supera el 50% de las fractura de Vaca Muerta

El mapa de las empresas de servicios en Vaca Muerta volvió a exhibir un escenario de fuerte movimiento. Durante 2025, el gran cambio había sido el avance de Halliburton sobre SLB como la firma más demandada para las tareas de fracking en el shale argentino, aunque ahora ese reordenamiento parece haber sido apenas temporal.

De acuerdo con el relevamiento elaborado por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, la compañía identificada por sus mamelucos rojos inició 2026 con una aceleración marcada y ya se encuentra cerca de alcanzar las 1.500 fracturas mensuales en el no convencional.

Los datos recopilados por eolomedia reflejan que Halliburton contabilizó 932 punciones en enero, 982 en febrero, 1.147 etapas de fractura en marzo y 1.317 durante abril. El volumen del cuarto mes del año representó el 56% de toda la actividad desarrollada en la roca madre, muy por encima de sus competidores, que quedaron debajo de las 400 operaciones.

El rendimiento de Halliburton estuvo impulsado principalmente por las 931 operaciones realizadas para YPF. A eso se sumaron 236 punciones para Shell en Cruz de Lorena, 113 fracturas para Chevron en El Trapial y otras 37 tareas ejecutadas en Sierra Chata para Pampa Energía.

La competencia en el fracking

En abril se concretaron 2.335 etapas de fractura en Vaca Muerta y, aunque fue uno de los registros más bajos del año, implicó igualmente un crecimiento interanual del 15%. El nivel de actividad ayuda a explicar los cambios que comenzaron a verse en el tablero de las compañías de servicios petroleros.

La principal novedad del mes fue protagonizada por Tenaris. La empresa perteneciente al Grupo Techint desplazó a SLB del histórico segundo lugar y avanzó un puesto dentro del ranking del fracking en el shale argentino. La compañía completó 340 etapas de fractura, equivalentes al 15% de la actividad total.

El mayor volumen de operaciones de Tenaris estuvo asociado a Tecpetrol, su compañía vinculada dentro del Grupo Techint, con 196 intervenciones en Fortín de Piedra. Además, ejecutó 73 fracturas para Phoenix Global Resources en Mata Mora y otras 71 para TotalEnergies en Aguada Pichana.

El tercer lugar quedó en manos de Calfrac. La firma de mamelucos verdes realizó 321 operaciones en la roca madre, impulsadas principalmente por 176 fracturas requeridas por Pan American Energy en Lindero Atravesado y 145 punciones encargadas por Pluspetrol en Bajo del Choique.

La caída de SLB

El dato más relevante del informe fue que SLB quedó ubicada, por primera vez desde la pospandemia, en el anteúltimo puesto entre las cinco empresas de servicios activas en el shale neuquino. La firma de mamelucos azules completó 319 etapas de fractura, muy lejos de los niveles que había mantenido durante los tres meses anteriores.

Aunque mantuvo actividad con sus principales clientes, la compañía concretó únicamente 205 punciones para YPF y 114 fracturas para Vista Energy, una cifra considerablemente menor frente a sus registros recientes.

El cierre del ranking correspondió a Servicios Integrales Petroleros (SPI), la división creada por Pluspetrol luego de adquirir los activos de Weatherford. La empresa llevó adelante 38 etapas de fractura en el área La Calera.

Halliburton proveerá fracturas eléctricas y servicios digitales a YPF en Vaca Muerta

YPF adjudicó un contrato multimillonario de largo plazo a Halliburton para servicios integrados de completaciones no convencionales en Vaca Muerta. El acuerdo, resultado de un proceso competitivo, consolida una alianza estratégica plurianual en una de los plays más relevantes fuera de Estados Unidos.

El contrato establece una colaboración exclusiva y de varios años, que amplía la presencia de Halliburton en la Argentina y refuerza su papel en la ejecución de las etapas de fractura a gran escala. La compañía estadounidense señaló que la adjudicación refleja la confianza de YPF en su capacidad para entregar tecnología avanzada y eficiencia operativa.

En un comunicado oficial, el gigante de servicio destacó que el acuerdo “aumenta significativamente su huella en el país” y que la combinación de tecnología, escala y excelencia operativa es clave para el desarrollo del no convencional. La iniciativa apunta a elevar los estándares de productividad y de reducción de emisiones.

Fractura eléctrica y automatización digital

El contrato incluye el despliegue internacional del sistema de fractura eléctrica ZEUS, que permitirá una mayor eficiencia energética y menor intensidad de emisiones. También contempla la implementación de OCTIV Auto Frac, una solución de automatización que optimiza la ejecución de fracturas en tiempo real.

Esta plataforma integra electrificación, automatización y flujos de trabajo digitales avanzados. Su objetivo es mejorar la consistencia operativa, reducir la variabilidad y optimizar el uso de recursos durante la estimulación hidráulica de pozos shale.

El enfoque conjunto representa un nuevo estándar para el desarrollo de Vaca Muerta a escala industrial. Al mismo tiempo, establece una base para incorporar inteligencia digital y monitoreo avanzado del subsuelo, facilitando decisiones más rápidas y basadas en datos durante las operaciones.

El crecimiento de Halliburton

El avance ocurre en un contexto de crecimiento para la producción de petróleo en Argentina, impulsada principalmente por Vaca Muerta. La roca madre aporta la mayor parte del crecimiento reciente, y las operaciones de completación resultan clave para sostener los niveles de productividad y recuperación.

Tal como viene informando eolomedia, Halliburton tuvo un desempeño destacado en marzo, cuando la actividad de fracking en Vaca Muerta alcanzó un máximo histórico. Según el relevamiento de NCS Multistage, la compañía realizó el 44% de las etapas de fractura del mes.

El informe señala que Halliburton completó 1.147 punciones en marzo. El volumen se distribuyó entre varias operadoras, con tareas para YPF, Pampa Energía, Pluspetrol y Shell.

Un acuerdo con impacto en el desarrollo

Según informó Halliburton, la adjudicación se alinea con el objetivo de maximizar la productividad y reducir costos por pozo mediante la adopción de tecnologías eléctricas y sistemas automatizados. El uso de una plataforma digital común permitirá la integración progresiva de nuevas soluciones y mejores prácticas.

La estrategia también busca reducir la intensidad de emisiones en el proceso de fractura, un punto clave en la agenda de eficiencia y sustentabilidad. La adopción de equipos eléctricos y la optimización operativa son herramientas centrales en este proceso.

Halliburton superó las mil etapas de fractura en Vaca Muerta

Marzo no solo significó un nuevo techo histórico para el fracking de Vaca Muerta, sino que se convirtió en una marca top para la actividad de una empresa de servicio en particular: Halliburton. Los trabajadores de mamelucos rojos fueron una pieza clave para el récord de 2.616 punciones en el segmento shale.

Según el informe de Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, Halliburton completó 1.147 punciones, lo que traduce en el 44% de las operaciones totales en la roca madre.

El podio del fracking

La compañía cumplió con las tareas demandadas por cuatro operadoras: completó 590 operaciones para YPF, realizó 209 fracturas para Pampa Energía, desarrolló 129 trabajos para Pluspetrol Cuenca Neuquina (que está vinculada a los bloques Bajo del Choique – La Invernada) y se encargó de las 156 punciones solicitadas por Shell.

La competidora directa de Halliburton es SLB. La firma de mamelucos azules completó 600 etapas de fractura, lo que significó el 23% de las operaciones totales en la formación no convencional. Sus operaciones se explicaron por los encargos de dos operadoras: YPF solicitó 526 fracturas y Vista Energy requirió 74 punciones.

El fracking de Vaca Muerta sigue en valores top.

El podio fue completado por Calfrac. La compañía se afianza en el tercer lugar del fracking de empresas de servicio y sigue creciendo con proyección a quedarse con el segundo puesto de la actividad. En total, completó 382 operaciones, que se dividen en 207 para Vista Energy, 160 para Pan American Energy (PAE) y 15 paraPluspetrol CN.

Los sets de fractura en Vaca Muerta

Tenaris también registró un crecimiento en sus registros. La empresa del Grupo Techint completó 263 etapas de fracturas que se distribuyeron entre 138 para Tecpetrol, 98 de Phoenix Global Resources y 27 para TotalEnergies.

Asimismo, Servicios Petroleros Integrales (SPI) cerró el informe con 224 punciones y todas fueron requeridas por Pluspetrol. Hay que destacar que la actividad de esta división está destinada a los trabajos en La Calera.

El fracking en Vaca Muerta volvió a romper su techo

Vaca Muerta convirtió lo extraordinario en cotidiano. La roca madre rompe un récord cada mes y marzo no fue la excepción. El tercer mes del año registró la cifra más alta del fracking al alcanzar un total de 2.616 punciones en el segmento shale.

La cifra desplazó al máximo establecido en mayo del año pasado cuando las empresas sumaron 2.588 etapas de fractura y dejó atrás a la marca de enero de este año cuando se anotaron 2.401 operaciones.

Según el informe de Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, la marca de marzo significó una suba del 10,33% con respecto a febrero y un incremento interanual del 33,46%. Las punciones se repartieron entre 870 destinas al gas y 1.746 vinculadas al petróleo.

Golpe de timón en Vaca Muerta: SLB destronó a Halliburton en el fracking

El podio de Vaca Muerta

En lo que respecta a las operadoras, YPF sigue liderando todo lo que sucede en Vaca Muerta. La empresa de mayoría estatal realizó 1.116 operaciones, lo que significa el 43% del total de las fracturas.

El batacazo estuvo a cargo de Pluspetrol. La compañía aumentó su actividad y logró subirse al podio del fracking de la roca madre de la Cuenca Neuquina. La empresa de capitales nacionales registró 431 punciones, lo que se traduce en el 17% del total.

En Pluspetrol hay que hacer la salvedad que sus operaciones se dividen en dos entidades: Pluspetrol y Pluspetrol CN. La primera está destinada a la actividad en La Calera donde se realizaron 224 etapas de fractura y la segunda respecta a los activos comprados a Exxonmobil (Bajo del Choique – La Invernada) donde se llevaron a cabo 207 punciones.

El podio fue completado por Vista Energy. La empresa que lidera Miguel Galuccio solicitó 281 etapas de fractura e implicó el 11% de las punciones en Vaca Muerta. Muy cerca se ubicó Pampa Energía. La compañía registró 209 operaciones lo que explica el 8% de la actividad en el shale.

Sube la actividad

Las compañías siguen empujando las operaciones en la roca madre. Pan American Energy (PAE) sumo 160 etapas de fractura mientras que Shell sumó 156 punciones. Cada una se encargó de tener un 6% de la actividad en Vaca Muerta.

Un escalón más abajo se posicionó Tecpetrol. La empresa del Grupo Techint logró 138 fracturas, lo que se traduce en el 5% de las operaciones en la Cuenca Neuquina.

El cierre estuvo a cargo de Phoenix Global Resources y TotalEnergies, quienes no superaron las 100 operaciones. PGR sumó 98 punciones y la firma francesa registró 11 trabajos.

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El poder de los sets de fractura

Halliburton y SLB son las firmas que lideran el fracking de Vaca Muerta. Las compañías concentra el 67% de las operaciones en el shale y este mes lograron superar sus marcas históricas. La empresa de mamelucos rojos se consolida en el primer lugar en las fracturas, posición que perdió en 2025.

Halliburton contabilizó 1.147 etapas de fractura y marcó una amplia diferencia con su principal competidor. En segundo lugar, quedó SLB con 600 operaciones.

El tercer lugar fue para Calfrac que sumó 382 punciones mientras un escalón más abajo se posicionó Tenaris con 263 operaciones. El cierre estuvo a cargo de Servicios Petroleros Integrados (SPI) con 224 fracturas.