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YPF incorpora el primer equipo de fractura eléctrica de Vaca Muerta

El ruido de los motores diésel de los sets de fractura lentamente comienza a tener fecha de vencimiento. YPF anunció la incorporación del primer set de fractura eléctrica para operaciones no convencionales que llega al país. El equipo, bautizado Zeus, fue desarrollado por Halliburton y hasta ahora solo había funcionado en Estados Unidos. Vaca Muerta es la primera casa afuera.

La diferencia con los equipos tradicionales no es un detalle técnico menor. El Zeus reemplaza los motores a diésel por unidades eléctricas que generan la energía en el propio sitio de trabajo, algo que en la jerga de la industria se conoce como generación in situ.

Un spread completo de fractura necesita entre 20 y 30 megavatios de potencia, una cifra que equivale más o menos a la que consume una ciudad de 30.000 habitantes. Generar esa energía en el lugar, sin depender de una red externa, fue el desafío técnico que resolvió Halliburton.

Las unidades de bombeo del equipo entregan de forma sostenida hasta 5.000 caballos de fuerza, algo que en potencia hidráulica pocos sistemas logran mantener sin perder rendimiento. Los ajustes de presión y caudal se hacen de manera instantánea, sin los tiempos muertos típicos de los motores mecánicos.

Menos piezas mecánicas también significa menos paradas por mantenimiento. Los técnicos que operan estos equipos en Estados Unidos vienen señalando algo similar: la confiabilidad operativa mejora porque hay menos componentes que puedan fallar en medio de una etapa de bombeo.

El contrato y la apuesta de YPF

La llegada del Zeus no es un hecho aislado. Forma parte de un acuerdo plurianual entre YPF y Halliburton que contempla, además, la implementación de OCTIV Auto Frac, una plataforma de automatización que estandariza la ejecución de cada etapa de fractura.

“Estamos incorporando la última tecnología disponible en el mundo para seguir mejorando la productividad, la eficiencia y la competitividad de nuestras operaciones”, señaló Matías Farina, vicepresidente ejecutivo de Upstream de YPF, sobre el objetivo de convertir a la compañía en líder mundial del no convencional.

Todo esto se enmarca en la estrategia 4×4 de la compañía, el plan que busca acelerar el desarrollo de los recursos shale mediante tecnología que reduzca tiempos de operación y mejore los estándares ambientales de cada pozo.

Menos camiones, menos ruido, más escala

Uno de los cambios que más se nota en el día a día de una locación es la baja circulación de camiones cisterna. Al no depender de combustible diésel para los motores, se reduce buena parte del transporte logístico que antes era necesario en cada etapa.

También cambia el paisaje sonoro del yacimiento. Los operarios que trabajaron con sistemas eléctricos en Estados Unidos hablan de una diferencia notable en los niveles de ruido, algo que impacta directo en las condiciones de trabajo diario en locación.

El monitoreo remoto desde los centros de control de YPF se vuelve, con este tipo de tecnología, una herramienta central: permite seguir cada parámetro de la operación en tiempo real y reducir la exposición del personal en el campo.

El 80% de Vaca Muerta queda en manos de multinacionales

El Compre Neuquino, la ley que obliga a las operadoras y empresas de servicio a comprarle a proveedores locales, hoy se cumple hasta un 30% por debajo de lo que exige la norma. Así lo denunció Marcelo Rucci, secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, que puso el foco en las pymes y en la falta de controles reales sobre ese incumplimiento en Vaca Muerta.

El dirigente gremial manifestó que el problema no es la letra de la norma sino su aplicación. “Estamos viendo que, por el porcentaje que marca la ley, estamos más de un 20%, un 30% por abajo”, detalló Rucci remarcando que esa brecha golpea de lleno a las empresas más chicas de la región.

“No es una requisitoria nuestra ni de las pymes, es una ley que fue consensuada con el gobierno, con las pymes regionales y con las productoras”, agregó.

El sindicalista fue más allá y ligó ese incumplimiento a un riesgo concreto para el entramado productivo y advirtió que detrás de cada pyme que cierra hay familias que se quedan sin ingresos. “Si no hay control, es la muerte anunciada, las pymes van a terminar fundidas”, subrayó.

Más controles y más firmeza

El Centro Pyme Adeneu es el organismo encargado de fiscalizar ese cumplimiento y fue el principal apuntado por Rucci pidiendo que la vigilancia sea efectiva y no una formalidad, porque de otro modo la ley del Compre Neuquino termina siendo letra muerta para buena parte de los proveedores locales de Vaca Muerta. “El Centro Pyme tiene que pegar una vuelta de rosca, es la encargada de controlar esto”, señaló el sindicalista.

“Yo creo que tendría que haber un control del estado a través de un centro de monitoreo, pero ligado a los hidrocarburos”, propuso Rucci, que cuestionó que hoy se controle a las pymes petroleras con el mismo criterio que a proveedores de rubros totalmente distintos.

Halliburton y el traslado de costos a las pymes

Asimismo, Rucci destacó que el reclamo por el Compre Neuquino se cruza con otro conflicto: el pedido de Halliburton de reducir márgenes de rentabilidad a sus contratistas. “Ninguna tiene la utilidad que está pidiendo Halliburton y nadie va a trabajar gratis”, disparó el dirigente.

En este sentido, el titular de Petroleros Privados manifestó que ese ajuste no puede terminar recayendo sobre los eslabones más débiles de la cadena productiva e insistió que las pymes ya operan con márgenes acotados y no tienen espalda financiera para absorber un recorte adicional sin poner en riesgo puestos de trabajo.

“Esos costos los tiene que asumir ellos, no la gente, no las pymes“, fue la definición de Rucci, que además fue tajante al advertir que el sindicato no va a permitir despidos como salida a ese conflicto comercial entre grandes empresas.

Los anillos de Vaca Muerta: dónde está la gente

“El primer y el segundo anillo son los que se llevan el 80% del derrame de Vaca Muerta, y la mayoría son empresas multinacionales“, explicó Rucci sobre la estructura de contratistas, y ubicó a las pymes locales en lo que definió como el tercer anillo productivo.

Según sus cálculos, ese tercer anillo no supera el 20% o el 25% del negocio total, pese a concentrar la mayor cantidad de mano de obra de toda la cadena. “Ahí está la gran mayoría de la gente“, subrayó.

Además, el dirigente recordó el rol que jugaron las pymes locales durante la pandemia, cuando buena parte de las operadoras grandes se retiró de la provincia. “Lo único que quedó fueron las pymes, después el resto desapareció”, planteó, y pidió no soltarles la mano ahora.

Consultado por Shale in Argentina, la cumbre organizada por el IAPG en Houston, Rucci confirmó que el sindicato no participó porque nunca recibió una invitación formal. “No fui porque no me invitaron. Esto lo organizó IAPG, a nosotros no nos llegó”, explicó.

El gremialista comparó la situación con “invitarte al cumpleaños de un desconocido” y fue claro sobre los límites que se autoimpone el sindicato: “No vamos a entrar ni por la ventana ni por la puerta de atrás”, cerró, aunque valoró el diálogo que mantiene con el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa.

Por qué Vaca Muerta fue clave para que cuatro gigantes petroleros le digan no a Sea Lion

Algo se movió fuerte en el mundo petrolero. Las prestadoras de servicios más grandes del planeta, todas con operaciones clave en Vaca Muerta, salieron una por una a despegarse públicamente del proyecto Sea Lion, el desarrollo offshore que Navitas Petroleum y Rockhopper Exploration impulsan en las Islas Malvinas. No fue casualidad ni gesto espontáneo: respondieron a una norma que las obliga a elegir bando.

El Decreto 868/2026 es la explicación de fondo. El Gobierno nacional endureció los requisitos para las compañías que operan en zonas de soberanía disputada, exigiéndoles transparencia total sobre sus vínculos con Malvinas.

Para acceder a nuevas concesiones en el continente o sumarse al RIGI, ahora deben presentar una declaración jurada. Ese documento certifica que no tienen contratos ni prestan servicios para la explotación hidrocarburífera en las islas sin autorización argentina. Las empresas hicieron cuentas rápido y el resultado fue obvio.

DLS tendrá siete equipos en Vaca Muerta.

Las empresas que se despegaron de Sea Lion

DLS Archer fue la última en sumarse a la lista. La operadora de equipos de perforación, una de las más importantes de la cuenca neuquina, aclaró que no tiene ninguna relación con el proyecto en Malvinas, cuidando así su flujo de trabajo con las petroleras continentales.

SLB, clave en tecnología y estimulación de pozos para el shale argentino, fue en la misma línea. La compañía remarcó su “compromiso con el cumplimiento de las normas vigentes” y descartó cualquier participación en las islas.

Halliburton y Baker Hughes completaron el cuadro con comunicados igual de directos. Ambas confirmaron, a través de sus filiales locales, que no participan ni participarán en licitaciones vinculadas a Malvinas, citando expresamente el Decreto 868/2026 como marco de cumplimiento.

Ninguna de estas firmas está dispuesta a poner en riesgo sus contratos multimillonarios en Vaca Muerta por un proyecto offshore metido en medio de un conflicto diplomático. La ecuación de negocios, para ellas, ya estaba resuelta de antemano.

El fracking de Vaca Muerta sigue avanzando.

Vaca Muerta como herramienta de presión geopolítica

Daniel Dreizzen, director de la consultora Aleph Energy, lo puso en contexto: Sea Lion dejó de ser una apuesta exploratoria y es hoy un proyecto concreto, con 300 millones de barriles de reservas y una producción potencial de 50 mil barriles diarios. Ya reunió 1.000 millones de dólares de financiamiento.

Para el especialista, la energía volvió a ser un tablero central en un mundo fragmentado, donde Estados Unidos y China compiten por influencia y seguridad energética. Eso empujó a Washington a mirar con más atención toda la región.

En ese marco, Dreizzen sostuvo que la Argentina está ganando peso energético y geopolítico gracias al desarrollo sostenido de la cuenca neuquina, algo que hace pocos años era impensado para el país.

Sea Lion necesita tecnología de punta y el respaldo de las grandes compañías de servicios para avanzar. El problema para el proyecto es que esas mismas empresas hoy priorizan crecer en la Argentina. Ahí está el nudo de todo esto.

Asimismo, el especialista manifestó que las restricciones locales pueden convertirse en una herramienta de presión mucho más eficaz que cualquier reclamo diplomático tradicional. Sin el soporte técnico de estas cuatro firmas, los operadores en Malvinas quedan forzados a buscar alternativas logísticas más caras y complejas.

“En un reclamo diplomático que lleva décadas sin avances sustanciales, Argentina tiene una nueva oportunidad apoyada en dos activos: su relación con Estados Unidos y su creciente potencia hidrocarburífera. Los hechos económicos también pueden generar hechos políticos”, aseguró Dreizzen.

Halliburton proyecta el futuro de Vaca Muerta con 5.000 sensores y 100 algoritmos

En el escenario de Shale in Argentina: Unleashing Vaca Muerta to the World, Luis Perdomo, gerente de operaciones globales de Halliburton para exploración y producción, contó un dato que descolocó a más de uno: solo en un set de fractura, la compañía monitorea más de 5.000 sensores en tiempo real.

A eso se suman 100 bloques de algoritmos dedicados exclusivamente al mantenimiento predictivo. “Podemos obtener muchísimos datos, pero si no hacemos nada con ellos, son prácticamente inútiles”, advirtió, y marcó ahí la próxima gran pelea de la industria del shale.

Para Perdomo, ese volumen de información no sirve de nada sin el talento que lo traduzca en decisiones. La analítica de datos, dijo, será uno de los habilitadores centrales del futuro de Vaca Muerta, junto con las habilidades técnicas tradicionales.

Un crecimiento que multiplicó por veinte la producción

“Hace unos años estábamos discutiendo objetivos mensuales y la meta era ejecutar 60 etapas al mes, y eso ya era un éxito”, recordó Perdomo. Hoy, dijo, esa cifra se multiplicó por veinte: Halliburton ejecuta 1200 etapas mensuales solo en la cuenca de Vaca Muerta.

El crecimiento, sin embargo, no alcanza como argumento por sí solo. Para el directivo, la curva ascendente demuestra que la industria puede escalar, pero también deja una pregunta abierta: qué hace falta para sostener ese ritmo en los próximos años.

“Lo que necesitamos para dar ese siguiente paso, en primer lugar, será tecnología; necesitaremos tener habilitadores tecnológicos para alcanzar ese siguiente nivel de eficiencia”, planteó, y aclaró que no habla solo de equipos nuevos sino de un ecosistema completo.

Halliburton emitió 300 telegramas de despidos.

Ecosistema y tecnología, la ecuación que falta cerrar

Ese ecosistema, insistió, no se reduce a infraestructura o proveedores. Incluye a las personas: los perfiles técnicos, las competencias específicas que hoy escasean en el sector de la industria petrolera en la Argentina.

“Estamos usando la capacidad de traducir las lecciones aprendidas y el conocimiento que tenemos aquí en América del Norte y replicarlo allá. Así que hoy vas a una locación de valor en Argentina y verás lo mismo que tienes aquí”, graficó sobre la transferencia tecnológica.

La compañía, según explicó, trabaja para trasladar a la Argentina el conocimiento acumulado durante décadas en Norteamérica, con el objetivo puesto en igualar los estándares operativos entre ambas cuencas.

Flotas eléctricas y equipos duales, ya en marcha

La transición tecnológica, según el directivo, no es una aspiración lejana. Halliburton ya trabaja en la incorporación de flotas eléctricas para sus operaciones en la cuenca neuquina, un proceso que avanza en paralelo con la conversión a combustible dual.

“Nuestra primera flota eléctrica está muy cerca de llegar a Vaca Muerta. Es una realidad, no es un deseo ni una aspiración”, afirmó Perdomo, y agregó que la flota existente ya opera con un 50% de conversión a gas dual.

El objetivo es sumar dos flotas de fractura que funcionen con equipos que queman gas en lugar de diésel, una decisión que responde tanto a una estrategia interna como a una demanda concreta del mercado.

Vaca Muerta entra en una nueva etapa y Halliburton anticipa mayores exigencias

Proveedores locales, la otra pata pendiente

Pero la tecnología, insistió Perdomo, no alcanza si no hay una cadena de suministro local que la sostenga. Halliburton trabaja tanto con proveedores existentes como en el desarrollo de nuevos actores para garantizar repuestos y servicio técnico.

“Necesitamos trabajar en la cadena de suministro local y en el ecosistema local para soportar esta tecnología”, sostuvo, y subrayó que sin ese respaldo ninguna innovación logra sostenerse en un entorno tan exigente como el de Vaca Muerta.

“El qué hacemos con los datos que llegan es una de las competencias clave que necesitamos asegurar tener a nuestra disposición”, cerró el ejecutivo de Halliburton, antes de dejar el escenario del panel.

Siete sets de fractura se quedaron sin actividad en Vaca Muerta

Julio dejó un dato que preocupa más de lo que muestran los números generales de Vaca Muerta: la ocupación de los sets de fractura se desplomó al 50% del tiempo disponible. En junio ese indicador había llegado al 68%, así que la caída fue abrupta y concentrada en pocas semanas. Así quedó establecido en el último informe de Tecnopatagonia.

En términos concretos, operó apenas la mitad de la flota nacional: 8 de los 15 sets de fractura activos en el país. Los 7 restantes no sostuvieron actividad de bombeo de manera continua durante todo julio, algo que rompe con la tendencia de meses anteriores.

De esos 7 equipos parados, 5 no ejecutaron ni una sola etapa en todo el mes. Es un número que llama la atención en un contexto donde la actividad de perforación viene en alza y la demanda de terminación debería acompañar ese ritmo.

La explicación de la baja de ocupación

El documento destaca que el fenómeno no responde a una sola causa. Entre los factores que circulan en el sector aparecen etapas de julio que se adelantaron al mes previo, la concentración del trabajo en pocos sets de alta eficiencia y la preparación de nuevos PADs multipozo.

Esa concentración en equipos puntuales generó una paradoja: mientras algunos sets trabajaron a máxima capacidad, otros quedaron directamente sin asignación. El resultado fue una flota desbalanceada, más que una caída generalizada de la demanda de fractura.

Las etapas caídas o perdidas de julio llegaron a un récord de 1.779, un número que confirma que el problema no fue únicamente de programación, sino también de eficiencia operativa en el terreno.

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

El contraste con la perforación

Mientras la ocupación de fractura retrocedía, la actividad de perforación mostraba la cara opuesta: la flota de rigs llegó a 54 equipos activos, el mayor salto mensual del año, con el shale superando por primera vez los 40 rigs.

Ese contraste expone un problema de sincronización entre etapas del proceso: hay más pozos perforados esperando terminación, pero la flota de fractura no logró traducir esa disponibilidad en más días de bombeo efectivo.

Halliburton concentró el 55% de las etapas ejecutadas en julio, seguido por SLB con 26%, SPI con 10%, Tenaris con 8% y Calfrac con 1%, una distribución que confirma la concentración de actividad en pocas manos.

Lo que viene en Vaca Muerta

Las condiciones técnicas y logísticas están dadas para que la flota supere las 3.000 etapas de fractura mensuales, un promedio de 100 etapas por día, apenas se logre coordinar mejor la logística de última milla entre perforación y terminación.

YPF concentró el 51% de las etapas del mes, seguida por Vista Energy con 17%, Pluspetrol con 10%, Pan American Energy con 8%, Tecpetrol con 5% y Pampa Energía con otro 5%, un mapa que se mantuvo relativamente estable respecto de meses anteriores.

Las etapas mensuales vienen creciendo a una tasa anual compuesta cercana al 30%, aunque julio marcó una moderación a 65 etapas diarias, lejos del pico de 92 etapas por día alcanzado en junio.

Vaca Muerta superó por primera vez en su historia los 40 rigs activos

Julio quedó marcado en la agenda de Vaca Muerta como el mes del salto de rigs: la flota pasó de 49 a 54 equipos activos, el mayor incremento mensual del año. De ese total, 41 quedaron asignados al no convencional y 13 a pozos convencionales. Así quedó establecido en un informe de Tecnopatagonia.

Por primera vez en la historia de la roca madre, el shale superó la barrera de los 40 rigs. Fue un dato que circuló rápido entre operadores y contratistas, casi como una marca simbólica más que estrictamente productiva, pero que confirma hacia dónde va la curva.

Tal como informó +e, las etapas de fractura retrocedieron a 2.085, con 2.010 correspondientes a pozos shale. La caída se explica frente al techo de 2.760 alcanzado en junio, aunque en el sector nadie habla de retroceso sino de un reacomodamiento técnico puntual.

Rigs operativos: quién sumó equipos

H&P fue protagonista del mes: sumó 3 rigs y puso en marcha su primera docena de equipos en la cuenca. Un dato que confirma el interés creciente de contratistas internacionales por la actividad local.

Asimismo, Naibors llegó a 15 rigs tras la incorporación del NBS-F37 para Vista, un equipo ya anunciado el mes anterior pero que recién ahora quedó plenamente operativo en el terreno.

Mientras que DLS mantiene 2 equipos en proceso de rig-up y sumará un tercero en los próximos meses. El DLS-4175 ya comenzó a perforar en Entre Lagos para YPF, y fue justamente ese pozo el que ayudó a cruzar el umbral de los 40 rigs shale.

Vaca Muerta y el camino a los 44 equipos

Las proyecciones que marca el informe de Tecnopatagonia establece un incremento adicional del 10% en los próximos meses, lo que llevaría la flota shale a 44 rigs perforando en Vaca Muerta. Con ese ritmo, 2026 podría cerrar con más de 500 pozos nuevos.

Ya hay perforaciones no convencionales previstas fuera del núcleo tradicional: PAE avanzará en la D-129 como también YPF tiene planes en Palermo Aike, dos frentes que amplían el mapa de la actividad más allá de los bloques ya consolidados.

Parte de esta expansión tiene una explicación técnica menos visible: la modernización de equipos. Los rigs locales se actualizaron digitalmente y mejoraron su velocidad de adaptación, lo que los convirtió en unidades “Super HighSpec” capaces de calificar en licitaciones exigentes.

Servicios al pozo: workover, pulling y sets

El documento también hace un repaso por los equipos de workover, pulling y sets, que sumaron 171 equipos en julio, apenas por debajo del máximo de junio. Los sets de fractura marcaron un nuevo récord con 15 unidades, aunque eso no se tradujo en más actividad efectiva de bombeo.

El pulling se enfrió levemente a 72 equipos tras el pico de junio, aunque igual sostuvo más de 1.400 intervenciones en el mes, un volumen que sigue siendo alto para el promedio histórico de la cuenca.

El workover volvió a caer, esta vez a 47 equipos, un 17% menos que un año atrás. En pozos convencionales no hubo cambios de fondo, aunque para 2026 sigue en agenda una campaña fuerte de abandono de pozos.

Vaca Muerta dio vuelta el mercado: de la falta de equipos de fractura a una sobreoferta de bombas

Hace cuatro años, la foto de Vaca Muerta totalmente diferente. Los sets de fractura eran codiciados por las operadoras, se festejaba con fuegos artificiales la llegada de un nuevo equipo y los fierros estaban al límite de su operatividad. En 2022, la roca madre tenía ocho equipos activos y sumar actividad implicaba importar nuevas bombas, una inversión difícil en un mercado condicionado por las restricciones externas.

“Si se decidiera aumentar la actividad, una de las restricciones será el equipamiento de fractura. No hay suficientes sets para incrementar los niveles. Si desean hacerlo, las empresas tendrían que traer más equipamientos e invertir más”, advertía entonces Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage. +e.

La foto de 2026 es otra. En julio se realizaron 2.010 etapas de fractura, el registro mensual más bajo del año, pero también el mejor julio de la serie. La cantidad de sets aumentó y, al mismo tiempo, cada equipo ganó productividad. Esa combinación cambió el equilibrio entre oferta de bombeo y demanda.

El giro en el mercado de fractura

En su cuenta de LinkedIn, Fucello describió que la industria pasó a una nueva etapa donde el crecimiento de la actividad ya no requiere sumar equipos al mismo ritmo.

El dato que marca el giro es la capacidad ociosa. El especialista estima que cerca del 30% de la capacidad de bombeo permanece sin utilizar. Es una situación muy distinta a la de los años en que conseguir un set era uno de los principales límites para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta.

“Récord de etapas + máxima eficiencia + sobreoferta de bombas + 30% de capacidad ociosa + precios bajo presión”, aseguró. El cambio tiene una explicación: el bombeo continuo, la automatización y menores tiempos no productivos permiten que un mismo set complete más etapas durante el mes y genere más capacidad efectiva.

Se cambian las reglas del negocio

“YPF utilizó su escala para tensionar precios y redefinir la referencia económica de la terminación. Esa nueva referencia empieza a pesar sobre todo el mercado”, destacó Fucello y remarcó que el contrato con Halliburton muestra cómo una operadora con escala puede asegurarse capacidad durante años y, al mismo tiempo, fijar una referencia de costos para el resto del mercado.

En abril, la empresa de mayoría estatal adjudicó a Halliburton un contrato de cinco años para servicios de completación no convencional, con cuatro sets de fractura dedicados. El acuerdo incluye la tecnología eléctrica Zeus, en su primera implementación internacional, según informó la compañía estadounidense.

Los números de julio muestran esa concentración. YPF realizó 1.067 etapas, el 53% del total. Vista Energy aportó 358 y Pluspetrol completó 215. Luego aparecieron PAE, con 111; Tecpetrol, con 105; Pampa Energía, con 93, y GeoPark, con 61. Siete compañías explicaron prácticamente toda la actividad mensual.

Halliburton emitió 300 telegramas de despidos.

La actividad tampoco se derrumbó. Julio quedó por debajo de las 2.760 etapas de junio, pero siguió en niveles históricamente altos.

En este sentido, Fucello subrayó que la lectura debe incorporar la productividad creciente de las flotas: una mayor cantidad de etapas puede lograrse sin que la demanda de horsepower crezca en la misma proporción.

“El crecimiento de etapas ya no se traduce linealmente en demanda de horsepower. Continuous pumping, automatización y menores tiempos no productivos hacen que cada set produzca cada vez más”, explicó. La consecuencia es directa: mientras aumenta la eficiencia, la oferta efectiva de bombeo crece más rápido que la necesidad de sumar nuevos equipos.

Durante los primeros siete meses del año se contabilizaron 16.977 etapas de fractura. El objetivo de acercarse a 28.000 en 2026 continúa dentro del horizonte, aunque el segundo semestre deberá mantener un ritmo elevado. Además, el cuello de botella puede cambiar de lugar: tener sets disponibles no alcanza si faltan pozos listos para completar. “Cuando la capacidad excede la demanda, el poder de negociación cambia de lado”, ponderó Fucello.

Alerta en Vaca Muerta: Petroleros denunció que Halliburton presiona a las pymes con un recorte del 23%

El pedido de Halliburton para reducir un 23% los valores de los contratos vigentes abrió una fuerte discusión entre las empresas que forman parte de la cadena de Vaca Muerta. La compañía comunicó a sus proveedores que la rebaja comenzará a aplicarse en agosto y continuará hasta diciembre de 2026.

Según trascendió, los proveedores recibieron un plazo de siete días para aceptar las nuevas condiciones comerciales. La decisión generó una rápida reacción del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, que cuestionó el mecanismo utilizado por la empresa de servicios petroleros.

En este marco, el secretario general del gremio, Marcelo Rucci, sostuvo que las compañías locales no tienen margen suficiente para absorber un recorte de semejante magnitud sin trasladar parte del impacto a sus estructuras. “Esto es una calamidad”, afirmó el dirigente, al advertir por las consecuencias sobre el entramado empresarial de la cuenca.

Halliburton es una de las empresas lideres en Vaca Muerta.

Rucci apuntó contra el impacto sobre el empleo

Para Petroleros Privados, el problema no pasa solamente por una discusión entre Halliburton y sus proveedores. El sindicato entiende que una reducción de este nivel puede terminar repercutiendo sobre los trabajadores si las pymes neuquinas se ven obligadas a recortar gastos, inversiones o puestos de trabajo para sostener sus operaciones.

“Acá no hay una propuesta ni una mesa de diálogo. Una empresa dominante decide mejorar sus números y descarga el ajuste sobre quienes menos margen tienen para soportarlo”, señaló Rucci, quien dejó en claro que el sindicato seguirá de cerca la situación y no aceptará que el costo termine trasladándose al personal.

El dirigente también cuestionó el contexto en el que se produce la decisión. Mientras Vaca Muerta atraviesa una etapa de crecimiento de la actividad y recibe nuevas inversiones, Rucci planteó que no resulta razonable que las empresas más pequeñas sean las que absorban el peso de una reducción contractual de estas características.

“Esto no puede afectar a un solo compañero. La industria recibió enormes beneficios para invertir y producir. No puede ser que nuevamente pretendan que los más débiles paguen los platos rotos”, sostuvo el titular del sindicato, que ubicó al empleo petrolero como uno de los principales puntos de preocupación.

La posición del gremio también se apoya en la situación financiera de Halliburton a nivel global. La compañía informó una ganancia neta de US$534 millones durante el segundo trimestre de 2026 y destinó alrededor de US$200 millones a la recompra de acciones, datos que Rucci utilizó para cuestionar la necesidad de trasladar el ajuste a las pymes.

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CEISA también rechazó el recorte

La reacción no quedó limitada al ámbito sindical. La Cámara de Empresas, Industria y Servicios de Añelo (CEISA) difundió un comunicado en el que expresó su “profunda preocupación” y su “absoluto rechazo” frente al pedido de reducción del 23% realizado por Halliburton a sus proveedores durante el período agosto-diciembre.

La entidad advirtió además por la posibilidad de que el mismo criterio sea adoptado por otras empresas de servicios especiales u operadoras que trabajan en la Cuenca Neuquina. Para CEISA, una decisión de este tipo puede tener un efecto multiplicador sobre compañías que vienen acompañando el desarrollo de Vaca Muerta desde sus primeras etapas.

Las empresas neuquinas sostienen que realizaron inversiones en infraestructura, capacitación, tecnología y seguridad para responder al crecimiento de la actividad. Desde la cámara remarcaron que muchas asumieron riesgos importantes para cumplir con las exigencias de la industria y que ahora no cuentan con capacidad financiera para absorber una baja de casi una cuarta parte de sus contratos.

Para CEISA, el recorte no representa simplemente una negociación comercial. “Una reducción del 23% en los valores contractuales no constituye una simple adecuación comercial”, planteó la cámara, que considera que la medida implica una transferencia de costos hacia los proveedores con menor capacidad de negociación dentro de la cadena.

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La disputa por los costos de Vaca Muerta

La cámara empresarial enumeró algunas de las consecuencias que podría generar una reducción de esta magnitud: menos empleo, menor inversión, postergación de capacitaciones y pérdida de capacidad de innovación. También señaló que una presión excesiva sobre los proveedores puede terminar afectando los estándares de seguridad que exige una industria de alta complejidad.

El planteo de CEISA excede, por lo tanto, la situación particular de Halliburton. La entidad sostiene que cualquier ajuste sobre los proveedores puede terminar repercutiendo en el comercio local y la economía regional, especialmente en localidades cuya actividad está directamente vinculada con el desarrollo de Vaca Muerta y la expansión de los servicios petroleros.

En ese escenario, la cámara reclamó que las discusiones sobre costos se desarrollen mediante una mesa de trabajo en la que participen operadoras, empresas de servicios especiales, proveedores, cámaras empresariales, sindicatos y el Gobierno provincial. La propuesta apunta a encontrar mecanismos que permitan sostener la competitividad sin concentrar el esfuerzo en las empresas locales.

“Las empresas neuquinas no son un costo; son parte de la solución”, afirmó CEISA. La cámara destacó que esos proveedores generan empleo, invierten en la provincia, desarrollan capacidades y sostienen buena parte del entramado económico que acompaña el crecimiento de Vaca Muerta.

La entidad empresarial también reclamó responsabilidad a las compañías que integran la cadena. Según su posición, las decisiones que tienen impacto sobre numerosos proveedores no deberían tomarse de manera unilateral ni trasladar en forma desproporcionada el esfuerzo hacia quienes tienen menor capacidad de negociación.

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El reclamo por una mesa de diálogo

Tanto Petroleros Privados como CEISA coincidieron en la necesidad de evitar que la discusión por los costos termine afectando el empleo regional. El sindicato se declaró en alerta, mientras que la cámara empresarial pidió abrir un ámbito de diálogo urgente con Halliburton, las operadoras, las empresas de servicios y las autoridades provinciales.

El planteo aparece en un momento en el que la competitividad de Vaca Muerta ocupa un lugar central en las decisiones de las compañías. La presión por reducir costos atraviesa a toda la cadena, pero las entidades locales advierten que los proveedores necesitan previsibilidad para sostener estructuras, personal e inversiones.

CEISA sostuvo que está de acuerdo con la necesidad de mejorar la eficiencia de la industria, aunque planteó que ese objetivo debe alcanzarse mediante innovación, planificación conjunta y acuerdos equilibrados. “La competitividad debe construirse entre todos o terminará perjudicando a toda la cadena de valor”, señaló la cámara.

El reclamo de la entidad empresarial apunta ahora a que Halliburton revise la decisión y acepte discutir las condiciones con sus proveedores. Mientras tanto, el sindicato que conduce Rucci mantiene la situación bajo seguimiento y anticipó que no permitirá que una eventual reducción de contratos termine trasladándose a los trabajadores petroleros.

La Amarga Chica: el bloque de YPF que marca el ritmo de Vaca Muerta

En julio, la actividad de fractura en Vaca Muerta volvió a mostrar a YPF como protagonista del mes. El bloque La Amarga Chica concentró 574 etapas repartidas en apenas dos pads, el LACH 246 y el LACH 75, y se quedó con el primer puesto del ranking mensual.

La cifra no es menor: casi duplica al segundo bloque de la tabla. Con un promedio de 287 etapas de fractura por pad, La Amarga Chica confirma que sigue siendo uno de los activos más intensivos de YPF en toda la Cuenca Neuquina, según el relevamiento de julio.

Del trabajo se encargó Halliburton, la compañía de servicios que más pads fracturó durante el mes en toda la formación. De los 17 pads relevados en julio, ocho pasaron por sus equipos, un dato que explica buena parte del peso de los bloques operados por YPF.

Vista Energy, el escolta más firme

Detrás aparece Bajada de Palo Oeste, el bloque que opera Vista Energy en el corazón del shale neuquino, con 358 etapas distribuidas otra vez en dos pads. El BPO-47 aportó 260 etapas por sí solo, uno de los registros individuales más altos de todo julio.

El otro pad del bloque, el BPO-07, sumó 98 etapas más y quedó a cargo de SLB, la misma compañía de servicios que trabajó en Coirón Amargo Sur Este y en Rincón de Aranda durante ese mismo mes en la cuenca.

Con 358 etapas, Bajada de Palo Oeste quedó lejos del líder, pero igual de lejos del tercero. Ese margen lo deja como una referencia clara del ritmo que impuso Vista Energy en julio dentro del desarrollo no convencional de Vaca Muerta.

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Lajas Este y el peso de varios pads

Lajas Este, operado por YPF, tomó otro camino para llegar al podio: en vez de concentrar la actividad en uno o dos pads, la repartió entre tres. Entre el LAJE 18, el LAJE 20 y el LAJE 31 sumó 248 etapas en julio.

Ese tercer puesto muestra un patrón distinto al de los dos bloques que lo superan. Mientras La Amarga Chica y Bajada de Palo Oeste concentraron etapas de fractura en pads puntuales, Lajas Este creció a partir de un desarrollo más repartido dentro del mismo bloque shale.

Los tres pads de Lajas Este pasaron por los equipos de Halliburton, que también fracturó los dos pads de La Amarga Chica. En julio, esa compañía de servicios estuvo detrás de tres de los cuatro bloques que encabezaron la actividad en Vaca Muerta.

El resto del pelotón

Bajo del Choique, el bloque de Pluspetrol, sumó 200 etapas entre el C1B y el B1B, ambos a cargo de SPI. Quedó cuarto en la tabla de julio, apenas por debajo de Lajas Este y bastante lejos todavía del podio que armaron YPF y VISTA.

La Caverna, con un solo pad operado por YPF, aportó 189 etapas en julio y se metió quinto. Le siguió Coirón Amargo Sur Este, de PAE, con 111 etapas en el pad CASE, trabajado por SLB durante el mismo período relevado.

Más atrás quedaron Los Toldos Este 2, de Tecpetrol, con 105 etapas a cargo de Tenaris, y Rincón de Aranda, de Pampa Energía, que sumó 93 etapas entre dos pads fracturados por Halliburton y SLB en distintos momentos de julio.

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

Los bloques con menor actividad

Loma Jarillosa Este, de Geopark, cerró julio con 61 etapas en su único pad, el LJE 1030, también con Tenaris como compañía de servicios. Un escalón más abajo quedó Chihuido de la Sierra Negra, de YPF, con 56 etapas en el pad CHSN 56N.

El bloque con menos actividad del mes fue La Calera, de Pluspetrol, con apenas 15 etapas en el pad B5. Es además el único caso de gas en toda la tabla de julio: el resto de los 17 pads relevados produjo petróleo.

En total, los 17 pads fracturados en julio en Vaca Muerta sumaron 2.010 etapas de fractura. La Amarga Chica se quedó con más de una cuarta parte de ese total, un número que ningún otro bloque estuvo cerca de igualar durante el mes.

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.