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El CEO de SLB recorrió Loma Campana y firmó la adhesión al IVM

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el CEO de SLB, Olivier Le Peuch, recorrieron las operaciones de YPF en Loma Campana. También participaron Carmen Rando Bejar, presidente para las Americas de SLB, y Patricio Whitney, director general para Argentina, Bolivia y Chile.

La comitiva recorrió un equipo de perforación y un set de fractura, donde observaron de primera mano las operaciones en el shale de Vaca Muerta y el trabajo conjunto entre ambas compañías en su desarrollo.

“Es un orgullo mostrar los resultados que alcanzamos en Vaca Muerta que nos ubican en una posición muy competitiva a nivel mundial. Quiero agradecerle a Olivier Le Peuch su presencia en Vaca Muerta, una señal de la relevancia que tiene la Argentina en el mapa productivo del mundo”, expresó Marín.

“Vaca Muerta representa una de las oportunidades de energía no convencional más importantes del mundo. Estamos orgullosos de acompañar a YPF en este desarrollo y de contribuir con nuestra tecnología y experiencia a alcanzar estos niveles de eficiencia de clase mundial“, destacó Olivier Le Peuch, CEO de SLB.

 

 

Con más de 200.000 barriles diarios de producción propia, YPF alcanzó niveles de productividad y eficiencia que le permiten competir con operaciones similares en los Estados Unidos. El lifting cost en las operaciones core de YPF en Vaca Muerta hoy se sitúa en torno a los 4.2 dólares por barril y el precio de breakeven se ubica en la zona de los 40 dólares. En materia de eficiencias, YPF logró aumentar en un 66% la velocidad de perforación y un 61% la velocidad de fractura entre enero de 2023 y enero de 2026.

SLB ha sido un socio tecnológico clave en este proceso, aportando soluciones de perforación y fractura que contribuyeron a las mejoras de eficiencia alcanzadas en Vaca Muerta.

SLB se suma al IVM

Como parte de la visita, Marín y Le Peuch firmaron la carta de adhesión al IVM, una iniciativa entre las principales empresas petroleras del país, en conjunto con el gobierno de la provincia del Neuquén y el municipio de la ciudad capital, que busca formar nuevos trabajadores para los desafíos que presenta el crecimiento de Vaca Muerta.

Su inauguración está prevista para el próximo 16 de marzo en la sede del Polo Tecnológico de Neuquén.

La nueva institución brindará formación basada en la práctica real, con foco en la seguridad operativa y la excelencia técnica.

PECOM inicia su campaña de perforación en Cañadón Perdido

Como parte del plan de inversiones previsto para 2026, PECOM puso en marcha el perforador VV 51 de la empresa Venver para dar inicio a la campaña de perforación que reactivara la actividad en Cañadón Perdido, un hito muy importante que demuestra el potencial de áreas marginales de la cuenca a partir del estudio del subsuelo.

El anuncio contó con la visita del gobernador de Chubut, Ignacio Torres; el diputado nacional y secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Chubut, Jorge Ávila; el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce; el Director de Operaciones de Upstream de PECOM, Jorge López Kessler y autoridades provinciales y gremiales.

El yacimiento Cañadón Perdido estuvo en producción primaria desde 1928 a 1960. En al año 1996 comenzó el desarrollo por recuperación secundaria que luego se abandonó en el año 2008 quedando el campo con una producción marginal (200m3/d con 85 pozos). En la actualidad produce 68m3/d con 27 pozos productores.

En la fase 1 del proyecto, el equipo arranca con perforaciones en El Trébol y luego se traslada a Cañadón Perdido donde este año va a perforar 28 pozos (9 inyectores y 19 productores) para conectar una nueva planta del primer piloto de inyección de polímeros. Con este piloto se logrará más que quintuplicar la producción de esta zona, pasando de los actuales 68 m3/d a 400m3/d (2500 bbl/d). Así mismo, el resultado del piloto no solo traerá mayor producción sino que abrirá oportunidades en nuevas zonas del yacimiento, con potencial para alcanzar una producción de 600m3/d (3700bbl/d) en una segunda etapa con el desarrollo completo con 53 pozos adicionales.

Este es un ejemplo de un campo muy maduro (prácticamente abandonado) en el cual, luego de estudios integrados de subsuelo y eligiendo la estrategia de desarrollo correcta, se va a lograr revitalizar y re-desarrollar con una potencial actividad de 80 pozos nuevos.

PECOM, retomó su rol como operadora y productora de petróleo y gas en noviembre de 2024, con el objetivo de construir una plataforma sólida de crecimiento en upstream, con foco en yacimientos maduros y en el despliegue de capacidades de optimización de activos, eficiencia operativa y recuperación terciaria.

Recientemente ha acordado con YPF la adquisición del yacimiento Manantiales Behr, el segundo yacimiento convencional más grande del país, con una producción diaria del orden de los 25.000 barriles de petróleo por día, lo que le permitirá, operar un total de más de 35.000 bbl/d.

Paolo Rocca proyectó que la perforación en Vaca Muerta acelerará en el segundo semestre

Paolo Rocca proyectó lo que será este año para Argentina y, en especial, para Vaca Muerta. El CEO del Grupo Techint consideró que la industria ya cuenta con el financiamiento disponible, pero el salto en el shale recién se reflejará en mayor perforación durante la segunda mitad de 2026.

En su diálogo con inversores durante la presentación de resultados de Tenaris, el ejecutivo describió un escenario donde conviven avances financieros, prudencia inversora y procesos de consolidación empresarial.

“Después de las elecciones (de medio término) en Argentina, la confianza en la comunidad inversora está aumentando. Incluso las compañías de petróleo y gas han podido financiar más de 4 mil millones de dólares”, afirmó Rocca. Sin embargo, aclaró que esos fondos todavía no se transformaron plenamente en actividad, debido a los riesgos que persisten en el país.

En este sentido, el CEO del Grupo Techint remarcó que el proceso fue “relativamente gradual” y más lento de lo previsto hace un año. “La oportunidad está ahí, pero el nivel de riesgo del país se mantuvo más alto de lo que estimábamos”, sostuvo el ejecutivo, en una referencia directa a las condiciones financieras, regulatorias y macroeconómicas que condicionan las decisiones de inversión.

Paolo Rocca le pidió al Gobierno equilibrar la cancha.

Un despegue que se proyecta hacia fines de 2026

Vaca Muerta vive una etapa donde las empresas locales ganan terreno, por lo que las adquisiciones y fusiones absorbieron capital que, en una segunda etapa, recién comenzará a canalizarse hacia nuevos proyectos de perforación y desarrollo en la roca madre.

“Después de esta consolidación, la inversión se pondrá en funcionamiento en el desarrollo. Gradualmente, en este campo, la perforación aumentará”, destacó.

Asimismo, Rocca recordó que la reducción de operaciones en el sur del país reconfiguró el mapa productivo. “Se ha cerrado la operación en el sur. Así que la clave y el núcleo de todo será Vaca Muerta”, subrayó.

Como viene sucediendo en los últimos años, el shale concentrará la mayor parte de las inversiones futuras, tanto en perforación como en infraestructura y servicios. Esa centralidad explica también el interés por ampliar la capacidad operativa vinculada al fracking y a los ductos.

“Estamos trayendo un conjunto adicional de fracking porque anticipamos un aumento hacia fin de año”, detalló Rocca.

Paolo Rocca proyectó cómo será el año de Vaca Muerta.

Servicios, CapEx y una estrategia prudente

El CEO del Grupo Techint también se refirió a la recuperación del negocio de servicios petroleros en Argentina, impulsado por el fracking y las obras de infraestructura. Durante el primer trimestre, estos segmentos mostraron una mejora relevante en ingresos y márgenes, en línea con una reactivación progresiva del mercado.

En cuanto a las inversiones propias, el directivo señaló que el gasto de capital para 2026 será similar al de 2025 o incluso levemente inferior. “Mirando el pronóstico, vemos algo más bajo, aunque durante el año puede surgir una nueva necesidad”, aseveró.

Rocca dejó en claro que hay proyectos específicos que obligan a revisar presupuestos, especialmente en contextos de expansión productiva. Esa lógica se aplica también a Argentina, donde el grupo mantiene una estrategia gradual.

“Tal vez al final estaremos cerca del nivel de hoy”, resumió Rocca al hablar del CapEx. En ese marco, el ejecutivo ponderó que el verdadero impacto del financiamiento conseguido recién se reflejará cuando la inversión se traduzca en más pozos, más equipos y más producción, un proceso que todavía requiere tiempo.

Empresas de servicios se suman al Instituto Vaca Muerta

Las empresas de servicios que trabajan en la producción no convencional de petróleo y gas en Neuquén se incorporan como socios al Instituto Vaca Muerta (IVM), una iniciativa educativa puesta en marcha por la industria energética para impulsar la formación de alta especialización en Upstream.

El acuerdo fue firmado por los directivos de las trece empresas que se suman como socias: Halliburton, San Antonio Internacional, DLS Archer, Pason DGS, TSB, Oilfield & Production Services, Contreras Hermanos, Calfrac Well Services, Huinoil, Industrias Juan F. Secco, Milicic, Wenlen y Marbar. Actualmente, las empresas operadoras que integran el IVM son YPF, TotalEnergies, Vista Energy y Pluspetrol.

De este modo, con la participación de las empresas más importantes del sector energético, se consolida un ámbito de colaboración y trabajo conjunto de toda la industria con el fin de formar el talento que demandará el Upstream en los próximos años.

El IVM será clave para impulsar la capacitación de los técnicos que necesita el desarrollo de Vaca Muerta y para el proyecto de transformar al país en exportador de energía. Ofrece formación técnica inédita en la región, basada en la práctica, teniendo como premisas fundamentales la seguridad y la excelencia operativa.

Se proyecta que capacite entre 2.000 y 3.000 personas por año en perfiles clave para la operación en Vaca Muerta, en áreas como perforación, fractura, producción, mantenimiento y tratamiento de crudo y gas.

Acompañar el crecimiento de Vaca Muerta

San Antonio es una de las empresas que se suma al instituto. Esta adhesión se inscribe en una visión de largo plazo que pone a la capacitación, la transferencia de conocimiento y el fortalecimiento de capacidades locales en el centro de la competitividad y la sostenibilidad de la industria.

“Vaca Muerta es una oportunidad histórica. El recurso no es el límite; el límite es humano. Por eso San Antonio es parte del Instituto Vaca Muerta y ponemos nuestro propio rig como Pozo Escuela: para formar entre 2.000 y 3.000 personas por año en operación real. Hace 65 años perforamos pozos; hoy formamos a quienes van a hacer posible el futuro energético del país”, destacó Nicolas Ziperovich, CEO de San Antonio Internacional.

El Instituto Vaca Muerta articula al sector productivo con el sistema educativo, con foco en la formación de perfiles técnicos demandados por la industria energética y en la generación de empleo calificado. Su propuesta se caracteriza por una fuerte orientación práctica, orientada a mejorar la empleabilidad, profesionalizar la cadena de valor y acompañar el desarrollo de Vaca Muerta con talento preparado para los desafíos actuales y futuros del sector.

En este contexto, la incorporación de San Antonio refuerza su compromiso con el desarrollo de las comunidades donde opera y con la construcción de un ecosistema de educación técnica alineado a las necesidades reales del sector energético argentino.

Phoenix suma un perforador en Vaca Muerta

Phoenix Global Resources dio un salto cualitativo en su capacidad operativa al incorporar un segundo equipo de perforación en sus operaciones en Vaca Muerta. La decisión se apoya en el reciente éxito de un pozo que alcanzó una producción superior a los 3.100 barriles diarios en el borde de la cuenca, en territorio rionegrino, marcando un hito para la compañía.

Según informó +e, la nueva torre incorporada integra el sistema de control OMROM en su versión más avanzada y se destaca por haber sido convertida íntegramente en la Argentina, bajo estándares tecnológicos de la firma H&P. Este desarrollo local refuerza la estrategia de Phoenix de combinar eficiencia operativa con proveedores y capacidades nacionales.

El equipo cuenta con el perforador automático Autodriller Pro 2.0, que permite un monitoreo permanente mediante un sistema de cámaras de transmisión en tiempo real y una cabina diseñada para optimizar la ergonomía del operario. La empresa apunta así a reducir tiempos muertos, mejorar la seguridad y optimizar costos por pozo.

Con esta incorporación, Phoenix busca incrementar la velocidad de perforación y consolidar un esquema de trabajo más previsible. La automatización de procesos se convirtió en una herramienta central para sostener el crecimiento productivo, especialmente en áreas con desafíos geológicos como las que opera la compañía en el límite oriental de la cuenca.

El impacto del pozo de Confluencia Sur

El dato más relevante de la reciente actividad de Phoenix se concentra en el bloque Confluencia Sur, donde el pozo PET.RN.CoS.x-3 (h) superó los 3.100 barriles diarios de petróleo. El resultado sorprendió al mercado por tratarse de un yacimiento ubicado en el extremo de la formación Vaca Muerta, en una zona históricamente considerada marginal.

Este “superpozo” permitió validar el potencial geológico del sector este, una región que Phoenix logró dinamizar tras inversiones superiores a los 110 millones de dólares en los bloques Confluencia Norte y Sur. En conjunto, estos activos aportan cerca de 9.000 barriles diarios a partir de apenas siete pozos productivos.

El área Confluencia presenta condiciones particulares que exigen un alto nivel de precisión técnica. En este sector rionegrino, la formación se adelgaza hasta unos 40 o 50 metros, muy por debajo del espesor promedio del centro de la cuenca, y exhibe una mayor presencia de carbonatos.

Además, las presiones son aproximadamente un 10% más bajas que en Mata Mora, el principal yacimiento de la compañía en Neuquén. Estas variables obligaron a Phoenix a desarrollar estrategias específicas de geonavegación, diseño de pozos y esquemas de fractura adaptados a una roca más rígida.

La combinación de perfiles especiales, análisis de laboratorio, sísmica de detalle y diseños de completación diferenciados permitió alcanzar productividades superiores a las previstas. De este modo, la empresa logró romper paradigmas técnicos y extender la frontera de desarrollo de Vaca Muerta hacia nuevas áreas.

Nueva infraestructura y proyección productiva

El aumento de la producción en boca de pozo requiere una respuesta inmediata en superficie. En ese marco, Phoenix prevé inaugurar en abril una nueva Planta de Tratamiento de Crudo en Mata Mora Norte. Esta instalación permitirá procesar hasta 40.000 barriles diarios, duplicando la capacidad actual de la compañía.

Actualmente, la operadora cuenta con un hub integrado entre sus áreas de Neuquén y Río Negro que genera más de 22.000 barriles diarios. Esta base productiva constituye el punto de partida para un ambicioso plan de expansión apoyado en infraestructura, eficiencia operativa y mayor ritmo de perforación.

El plan de negocios de Phoenix apunta a alcanzar un plateau de producción de entre 50.000 y 60.000 barriles por día en los próximos años. La combinación de nuevos equipos, automatización y obras estratégicas busca consolidar a la compañía como uno de los actores de mayor crecimiento sostenido en la cuenca neuquina.

Un barril a U$S 60, equipos e infraestructura incrementarán un 20% la actividad en Vaca Muerta

Durante 2026, Vaca Muerta se prepara para transitar un nuevo año de crecimiento, con un aumento proyectado de más del 20% en su nivel de actividad. El impulso llegará principalmente desde el shale oil, acompañado por precios internacionales favorables, nuevas obras de infraestructura y una mayor disponibilidad de equipos.

Luego de varios años de consolidación, el desarrollo no convencional atraviesa una etapa de mayor estabilidad. Las operadoras avanzan con planes más ordenados, campañas continuas y una planificación que apunta a sostener el ritmo de inversión sin los altibajos que marcaron etapas anteriores.

El precio del barril, estabilizado en torno a los 60 dólares, aparece como uno de los principales factores que explican este escenario. Con ese nivel de cotización, los proyectos en Vaca Muerta mantienen su rentabilidad y permiten seguir apostando por nuevos pozos y desarrollos.

En diálogo con eolomedia, Ernesto Díaz, vicepresidente para Latinoamérica de la consultora Rystad Energy, destacó que los datos anticipan un año muy positivo. “Nuestros pronósticos indican que el nivel de actividad va a ser muy bueno, superior al de 2025. Nosotros seguimos dos indicadores principalmente: los pozos nuevos iniciados mes a mes y la cantidad de etapas de fractura. Las dos cosas juntas nos dan una sensibilidad del nivel de actividad, y para el próximo año esperamos ambos indicadores por encima del 20%”, afirmó.

Este crecimiento, explicó, no surge de manera espontánea. Es el resultado de una combinación de experiencia acumulada, mejoras en los procesos y una mayor coordinación entre las distintas áreas de la industria.

Tecpetrol sumó un perforador para Vaca Muerta.

Precios e infraestructura, las claves del crecimiento en 2026

Uno de los pilares del nuevo ciclo es el sostenimiento del precio internacional del crudo. Con valores cercanos a los 60 dólares, las compañías encuentran un marco favorable para sostener sus planes y proyectar inversiones a mediano plazo.

Díaz explicó cómo incide este factor en las decisiones empresarias. “Uno de los grandes motivos del crecimiento es el nivel de precios que se sostiene alrededor de los 60 dólares, que para Vaca Muerta sigue siendo bastante competitivo. Eso permite que los proyectos sigan avanzando y que las empresas mantengan su ritmo de inversión”, señaló.

A este escenario se suma el avance de obras clave para el transporte del petróleo. La ampliación de la capacidad de evacuación se transformó en una condición indispensable para que la producción pueda seguir creciendo sin trabas.

“La infraestructura ya está encaminada y los tiempos vienen según lo planeado. Esa capacidad se tiene que llenar, y eso va a empujar mayor nivel de actividad del lado del petróleo. Por eso vemos un crecimiento cercano al 20%”, sostuvo el especialista.

La disponibilidad de transporte cambia la lógica de trabajo. Las empresas pueden perforar más pozos, reducir interrupciones y planificar campañas más largas, sin depender de cuellos de botella logísticos.

Este escenario también favorece una mayor coordinación entre perforación, fractura y producción. Los procesos son cada vez más integrados, lo que permite ahorrar tiempo y reducir costos operativos.

Además, la experiencia acumulada en los últimos años permitió mejorar la eficiencia general. Hoy se perfora más rápido, se fractura con mayor precisión y se obtiene más producción por pozo que en etapas anteriores.

Nuevos proyectos y más equipos para sostener el ritmo

El crecimiento previsto para 2026 no estará limitado a los yacimientos tradicionales. Varios proyectos que venían desarrollándose de manera gradual comenzarán a acelerar su actividad, aportando nuevos volúmenes al sistema.

“Seguramente haya proyectos grandes que estén acelerando más allá de los tradicionales. Proyectos nuevos como Rincón de Aranda con Pampa, Bajo del Choique con Pluspetrol, y otros desarrollos deberían avanzar a una buena velocidad. Los grandes proyectos también deberían seguir como hasta ahora”, detalló Díaz.

La ventana norte de Vaca Muerta continuará ganando protagonismo. Se trata de una zona con alta productividad, aunque todavía enfrenta desafíos vinculados a la logística y los costos.

“Los bloques son súper productivos, a niveles muy similares a los del hub core de Loma Campana. El principal desafío es la infraestructura y el costo de los pozos por estar lejos de un centro de servicios desarrollado”, explicó el analista.

Otro factor clave será la llegada de nuevos equipos. Durante los últimos meses, varias compañías cerraron acuerdos para incorporar tecnología de última generación, tanto en perforación como en fractura.

“Hoy no vemos que los equipos vayan a ser un gran inconveniente. Están llegando rigs nuevos y también nuevos sets de fractura con tecnología más moderna. Eso permite acompañar el crecimiento sin que se genere un cuello de botella”, afirmó.

Halliburton se prepara para un posible regreso al mercado venezolano

Halliburton superó las estimaciones de los analistas en su beneficio del cuarto trimestre de 2025, impulsada por una sólida demanda de sus servicios y equipos en mercados internacionales.

La empresa con sede en Houston informó un beneficio ajustado de 69 centavos por acción para el trimestre cerrado el 31 de diciembre. Se ubicó por encima de los 55 centavos esperados por el mercado. Al mismo tiempo, reportó unos ingresos de 5,700 millones de dólares, también superiores a las previsiones.

El crecimiento internacional fue un motor clave: los ingresos provenientes de fuera de Norteamérica aumentaron gracias a mayores ventas de herramientas de completación en Brasil, el Mar del Norte y el Caribe, junto con fuertes ventas de software en México.

Asimismo, el incremento de la actividad de pozos en África y la estimulación en Angola contribuyeron a los resultados positivos.

En contraste, la actividad en Norteamérica se mantuvo relativamente estancada, con ingresos de 2,2 mil millones de dólares y expectativas de un descenso de un solo dígito en 2026 debido a la baja en la actividad de perforación y servicios en esa región.

Tras presentar resultados, las acciones de Halliburton registraron un alza significativa, reflejando la confianza de los inversionistas en la fortaleza de su negocio internacional y en su capacidad operativa global.

Un foco de atención clave para la compañía es su posible reingreso al mercado venezolano. Halliburton ha señalado que está lista para regresar a Venezuela “rápido” una vez que se resuelvan los términos comerciales y legales, incluida la certeza de pago, y que podría mover equipos con agilidad para retomar operaciones. Este interés se produce en un contexto más amplio de conversaciones entre empresas energéticas y autoridades estadounidenses sobre inversiones en Venezuela tras recientes cambios políticos.

La compañía destacó que, aunque el mercado venezolano es actualmente más pequeño que el que representaba hace una década, existe un alto interés por parte de clientes en contar con sus servicios. El director ejecutivo, Jeff Miller, afirmó que están evaluando cómo y dónde empezarían las operaciones en el país sudamericano, subrayando la potencial rapidez de su despliegue una vez obtenido el marco regulatorio y comercial adecuado.

Con estos resultados, Halliburton inicia 2026 con expectativas de estabilidad en sus ingresos internacionales, aunque anticipa desafíos en Norteamérica, y con la mirada puesta en nuevas oportunidades de crecimiento global, incluida una posible reentrada al mercado venezolano.

DLS suma dos rigs para acompañar el crecimiento de Vaca Muerta

El desarrollo del shale en Vaca Muerta continúa impulsando una mayor demanda de servicios de perforación de alta complejidad. En ese contexto, DLS Archer y Patterson-UTI firmaron un acuerdo operativo que permitirá incorporar dos equipos perforadores de última generación, orientados a optimizar la eficiencia y la seguridad en las operaciones no convencionales de la Cuenca Neuquina.

La llegada de estos nuevos rigs se enmarca en el reciente contrato que DLS Archer suscribió con YPF, considerado el mayor acuerdo de perforación vigente en Vaca Muerta. La incorporación de tecnología de última generación busca acompañar el ritmo de actividad que proyecta la petrolera de mayoría estatal en sus áreas estratégicas de shale.

Los nuevos equipos están diseñados para operar en ambientes de alta exigencia, con foco en la optimización de tiempos, reducción de riesgos operativos y mejora del desempeño ambiental. Según explicaron desde la compañía, la iniciativa apunta a fortalecer la capacidad de respuesta frente a un mercado que muestra señales claras de expansión sostenida.

Vaca Muerta alcanzó un doble récord.

La apuesta de DLS por el shale

Gerardo Molinaro, vicepresidente de Land Drilling en DLS Archer, destacó la relevancia del acuerdo para la estrategia corporativa. “Nos permite expandir nuestra presencia en el mercado no convencional de Vaca Muerta, dar cumplimiento al nuevo contrato con YPF y anticiparnos a la mayor demanda de equipos perforadores de estas características”, afirmó el ejecutivo.

Molinaro también subrayó que esta decisión se vincula con el proceso de transformación iniciado hace dos años, tras la adquisición de ADA, empresa especializada en perforación con presión controlada. Esa operación permitió a DLS Archer diversificar su portafolio y consolidar su posicionamiento como proveedor integral para proyectos no convencionales.

El acuerdo con Patterson-UTI permitirá, además, optimizar recursos operativos, mejorar la coordinación entre compañías y ofrecer soluciones de alto valor agregado. Desde DLS remarcaron que el objetivo es seguir elevando los estándares de productividad, sin resignar los niveles de seguridad que exige la operación en formaciones complejas como Vaca Muerta.

Un contrato clave con YPF y una estrategia de largo plazo

El mayor contrato de perforación adjudicado por YPF a DLS Archer tiene una vigencia de cinco años y contempla la provisión y operación de siete equipos de perforación de última generación. Todos los rigs incorporan tecnología de punta y servicios de Perforación Controlada por Presión (Managed Pressure Drilling – MPD), una herramienta clave para optimizar la eficiencia operativa.

Este esquema incluye mejoras sustanciales en los estándares actuales de la industria, reforzando el compromiso conjunto con la seguridad, la eficiencia y el cuidado ambiental. Para DLS Archer, el acuerdo representa un paso decisivo dentro de su estrategia de crecimiento en el mercado argentino y regional.

La incorporación de los dos nuevos equipos de perforación se inscribe así en una etapa de fuerte expansión para DLS Archer en Vaca Muerta, acompañando el ritmo de desarrollo del shale y consolidando una alianza estratégica que continúa ganando peso dentro de la industria energética argentina.

Shoe to shoe: la apuesta de Halliburton que sacude a Vaca Muerta

Halliburton es uno de los principales referentes de la industria hidrocarburífera global y mantiene una presencia decisiva en Vaca Muerta. La compañía continúa enfocada en elevar la eficiencia operativa y acompañar el desarrollo del shale, con una actividad sostenida en la Cuenca Neuquina que la posiciona entre las empresas de servicios con mayor despliegue.

En ese marco, la firma avanza con un pozo bajo el esquema “shoe to shoe”, una modalidad que permite gestionar la perforación de manera continua entre una zapata de casing y la siguiente. Este enfoque evita cambios de contratistas y de esquemas operativos, reduciendo tiempos no productivos y mejorando la coordinación integral del proceso.

El término shoe hace referencia a la zapata del revestimiento, ubicada en el extremo inferior de cada sarta de casing. Cada vez que una sección es corrida y cementada, se cierra una etapa del pozo. El concepto shoe to shoe integra todos esos tramos bajo una misma estrategia de ejecución.

“Como parte del equipo de Halliburton, estoy entusiasmado de participar en un pozo shoe to shoe en Vaca Muerta, actualmente perforando la sección lateral tras completar con éxito la tangente, la curva y el aterrizaje”, expresó Julio César Sánchez, Directional Driller de la compañía, en una publicación en LinkedIn.

El especialista agregó que, pese a enfrentar desafíos direccionales como altos doglegs y una sección negativa, el proyecto avanza por encima de los KPIs del cliente. Según detalló, el desempeño se apoya en tecnologías como MARSS, motor NitroForce, iCruise RSS y la broca HyperSteer, desarrolladas por Halliburton.

Avances en la perforación de Vaca Muerta

Hernán Carbonell, gerente de Desarrollo de Negocios de Halliburton en Argentina, destacó que los mayores avances tecnológicos se concentran actualmente en perforación y completación. En el primer segmento, remarcó la incorporación de herramientas inteligentes que optimizan los pozos horizontales mediante mayor información en tiempo real.

En completación, Carbonell subrayó la posibilidad de operar de forma remota con sistemas digitales que permiten mejorar la eficiencia operativa y reducir los costos de desarrollo. Este enfoque, explicó, se volvió clave para sostener la competitividad en proyectos no convencionales cada vez más exigentes.

Durante 2025, Halliburton desplegó en la Cuenca Neuquina tecnologías como el bombeo simultáneo de pozos (Simul Frac), el bombeo continuo y el uso de gas mediante la tecnología B-Fuel. Estas metodologías, según el ejecutivo, marcaron un salto relevante en productividad y en aprovechamiento de los recursos.

La evolución también alcanzó a las herramientas de perforación direccional. Carbonell señaló que el objetivo fue acompañar la creciente demanda de la industria, manteniendo altos niveles de productividad y, al mismo tiempo, reduciendo costos operativos. “Muchas de estas tecnologías ya están aplicadas en clientes de Argentina”, afirmó.

Uno de los desarrollos más relevantes fue la implementación de fibra óptica para capturar datos del subsuelo en tiempo real. Esta innovación permite que las decisiones en superficie sean más precisas y automatizadas, incrementando la eficiencia general de las operaciones y consolidando un nuevo estándar tecnológico en Vaca Muerta.

Nación analizará incluir las inversiones para el upstream de Vaca Muerta en el RIGI

La provincia del Neuquén solicitó al gobierno nacional la incorporación de las inversiones vinculadas al upstream de petróleo y gas natural -particularmente aquellas destinadas a generación incremental de producción- dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). El principal objetivo es impulsar el desarrollo de Vaca Muerta.

Durante un encuentro que mantuvieron en la ciudad de Neuquén, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, le entregó la solicitud al ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo. El mandatario provincial destacó que la propuesta permitiría contribuir significativamente al superávit de la balanza energética, garantizar mayor recaudación fiscal nacional y provincial y fortalecer la integración energética regional con Chile, Brasil y Uruguay.

El mandatario también le transmitió a Caputo la necesidad de extender el alcance del RIGI a actividades de upstream específicas, que incluye la liberación gradual del cepo cambiario; el congelamiento de las normas tributarias, mantenimiento de tasa impositiva por 30 años; la reducción de la alícuota del Impuesto a las Ganancias; y la exención de aranceles por la importación de bienes de capital (repuestos e insumos esenciales).

“Neuquén y la Argentina pueden escalar rápidamente su producción si se incentivan las inversiones en upstream dentro de un marco como el RIGI que ofrezca horizonte de largo plazo y reglas uniformes”, destacó el gobernador en la nota que entregó a Caputo.

 

Vaca Muerta como punta de lanza

Se refirió al impacto directo en divisas, exportaciones y balanza energética y aseguró que la inclusión de proyectos de upstream dentro del RIGI permitiría “acelerar el ingreso de capital en perforación y completación de pozos; generar producción incremental de petróleo con impacto exportador inmediato; aumentar la oferta de gas natural, clave para sustituir combustibles líquidos importados; multiplicar los saldos exportables de crudo y gas en los próximos 3-5 años; contribuir significativamente al superávit de la balanza energética; y garantizar mayor recaudación fiscal nacional y provincial”.

Entre los fundamentos, Figueroa destacó que “el desarrollo de petróleo y gas natural, y en especial el no convencional, constituye el principal motor económico de la República Argentina en términos de generación de divisas, sustitución de importaciones, empleo, actividad industrial asociada e ingresos fiscales”.

Además, explicó que su dinámica requiere elevadas tasas de reinversión anual, con ciclos de inversión continua; escalabilidad para sostener curvas de producción crecientes; financiamiento intensivo, en dólares, para perforación, completación, infraestructura de superficie y transporte; y reducción del riesgo macroeconómico, en particular acceso a divisas, estabilidad fiscal y previsibilidad de largo plazo.

“El RIGI fue diseñado precisamente para habilitar decisiones de inversión de gran escala bajo condiciones estables y financiables, y entendemos que el segmento upstream de hidrocarburos cumple con todos los criterios objetivos del régimen, tanto por magnitud como por impacto económico”, indicó el gobernador.

El mandatario neuquino explicó que a nivel global y regional existen regímenes de promoción permanentes a la explotación de hidrocarburos, como por ejemplo en Brasil bajo el esquema de REPETRO, que reconoce la necesidad de contar con un esquema de incentivo a este tipo de inversiones.

“Asimismo, las condiciones actuales de mercado (precios, acceso a mercados) dificultan la elegibilidad de nuevos proyectos de inversión en el upstream de nuestro país, siendo en este contexto necesario generar condiciones equiparables al resto del mundo para hacer de Argentina un destino para nuevas inversiones”, expresó.

 

El futuro

Figueroa remarcó que la previsibilidad regulatoria que brinda el RIGI permite acelerar proyectos vinculados a nuevos usos del gas, tales como GNL modular y a gran escala, orientado a exportación; fertilizantes nitrogenados, clave para la competitividad agroindustrial; ampliación petroquímica, con impacto en valor agregado; GNC pesado / gas para transporte, sustituyendo gasoil importado; integración energética regional (Chile, Brasil, Uruguay); y producción de hidrógeno azul, con captura de carbono asociada.

“Todos estos sectores dependen críticamente de la disponibilidad de gas incremental, que solo puede asegurarse si la inversión upstream se acelera. Por ello, la incorporación al RIGI no solo favorece al sector productor, sino que habilita a toda la cadena energética e industrial”, finalizó.