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San Antonio vuelve a perforar en Santa Cruz junto a Crown Point

El regreso de San Antonio Internacional (SAI) a Santa Cruz dejó de ser una posibilidad y pasó a formar parte de la planificación operativa de Crown Point para los próximos meses. La empresa de servicios volverá a trabajar en la provincia dentro del programa de perforación previsto sobre la formación D-129, una de las apuestas que hoy concentra expectativas en la zona norte santacruceña.

La confirmación llegó luego de varias conversaciones entre la conducción del Sindicato Petrolero, Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz (SIPGER) y las autoridades de la operadora. A partir de esa definición, el sindicato tomó contacto con representantes de San Antonio para empezar a ordenar cuestiones operativas, necesidades de equipos y condiciones laborales vinculadas con la puesta en marcha de las tareas.

“San Antonio conoce nuestros campos, conoce a nuestros petroleros y sabe cómo se trabaja en Santa Cruz. No llega a un territorio desconocido. Vuelve con experiencia acumulada y con una base importante para organizar bien esta etapa”, sostuvo Rafael Güenchenen, titular de SIPGER.

Un regreso con experiencia en los yacimientos

En el gremio valoran especialmente que se trate de una compañía que ya operó durante años en la provincia y que conoce tanto las características de los yacimientos como la dinámica de trabajo de los equipos locales. Esa experiencia previa aparece hoy como una ventaja para acelerar el reinicio de las operaciones.

SAI acompañará el programa de Crown Point previsto para 2026, que incluye tres nuevos pozos y desarrollos adicionales sobre la D-129. Su regreso coincide con una recuperación de la actividad de perforación en la zona norte y refuerza la capacidad de servicios necesaria para sostener ese movimiento.

“Que vuelva una empresa que se había ido y que vuelva a perforarse tiene un valor enorme. Es una señal concreta de que Santa Cruz conserva oportunidades y de que todo el esfuerzo realizado para sostener la actividad empieza a mostrar resultados”, afirmó Güenchenen.

La apuesta por la reactivación

El dirigente explicó que el sindicato viene trabajando desde hace más de un año para recuperar niveles de actividad y mejorar el rendimiento de las operaciones. Según señaló, ese proceso incluyó discusiones técnicas con las empresas y con los trabajadores para identificar qué necesitaba cada proyecto para volver a crecer.

“Hace más de un año que trabajamos para mejorar la eficiencia y la productividad de los equipos y de los pozos. Lo hacemos discutiendo con las empresas y con los trabajadores qué necesita cada operación para volver a crecer. La reactivación se construye con trabajo, acuerdos y decisiones concretas”, sostuvo el secretario general.

En esa línea, Güenchenen remarcó que la prioridad será acompañar el inicio de las tareas con organización, seguridad y una comprensión precisa de las exigencias operativas que tendrá el programa de perforación sobre la D-129.

Más allá de los tres pozos

“Tenemos que aprovechar esta oportunidad y hacer las cosas bien. Queremos que los trabajos comiencen ordenados, que se cuide a los trabajadores y que la operación pueda sostenerse y crecer”, expresó el titular del SIPGER.

Desde el sindicato sostienen que los tres pozos previstos no deberían representar un punto de llegada sino el comienzo de un programa más amplio. La expectativa es que la formación D-129 pueda demostrar su potencial y avanzar hacia una etapa sostenida de desarrollo.

“Ahora hay que seguir trabajando para que no sean solamente tres pozos. Queremos que la D-129 demuestre todo su potencial, que el programa se amplíe y que la perforación tenga continuidad. Cada resultado positivo tiene que servir para dar el próximo paso”, afirmó Güenchenen.

El dirigente también planteó que el retorno de San Antonio puede convertirse en una referencia para otras compañías de servicios que redujeron su presencia o dejaron de operar en Santa Cruz durante los últimos años.

“Esperamos que vuelvan más empresas de servicios. La provincia tiene recursos, conocimiento y una enorme experiencia acumulada. Esta oportunidad tiene que servir para recuperar capacidades que se perdieron y demostrar que Santa Cruz todavía tiene mucho para producir”, agregó.

Las conversaciones entre SIPGER, San Antonio y Crown Point continuarán durante la etapa de preparación de los trabajos. El objetivo inmediato es consolidar el regreso de la perforación en la zona norte y sentar las bases para ampliar el desarrollo de la D-129 con nuevos programas en los próximos años.

El próximo boom de Vaca Muerta dependerá de la eficiencia y no de más flotas de equipos

El mercado global del fracking comenzó a mostrar señales de recuperación y el impacto ya empieza a proyectarse sobre el desarrollo de Vaca Muerta. Así lo planteó Ernesto Díaz a través de un análisis difundido en LinkedIn sobre la evolución reciente del shale en Estados Unidos.

El vicepresidente para Latinoamérica de Rystad Energy explicó que los indicadores operativos muestran un cambio de tendencia en la actividad en EEUU. El informe destacó un crecimiento en la cantidad de rigs, una mayor actividad de perforación y un escenario de pricing más favorable para el segmento de pressure pumping.

“El último análisis de Rystad Energy muestra un cambio claro en marcha en el mercado shale de Estados Unidos”, sostuvo Díaz y ponderó que “el mercado de pressure pumping empieza a ajustarse y las discusiones de pricing en fractura se vuelven cada vez más constructivas”.

Un shale más eficiente

Asimismo, Díaz señaló que el nuevo ciclo alcista de la industria no estaría impulsado por una expansión masiva de capacidad instalada, como ocurrió en períodos anteriores. Por el contrario, afirmó que el foco comenzará a desplazarse hacia la eficiencia operativa y la utilización inteligente de los recursos disponibles.

En este sentido, el ejecutivo remarcó que la industria avanza hacia un modelo donde ganan protagonismo la automatización, el Dual Frac, el continuous pumping y las nuevas flotas impulsadas a gas natural. Estas tecnologías serán determinantes en la próxima etapa de competitividad del shale.

“El próximo upcycle de fractura no estaría impulsado por una expansión masiva de flotas como en ciclos anteriores”, afirmó Díaz. “Cada vez más estaría definido por una utilización más eficiente del horsepower, automatización y disciplina de capital”, agregó.

Las implicancias para el desarrollo de Vaca Muerta

El vicepresidente de Rystad Energy sostuvo que esta transformación tendrá consecuencias directas sobre el crecimiento de Vaca Muerta, especialmente en un escenario donde la intensidad de completación y la disponibilidad de servicios comenzarán a jugar un rol estratégico equivalente al potencial geológico.

En este marco, el desarrollo masivo del shale argentino demandará mayores niveles de eficiencia y una expansión sostenida de la infraestructura vinculada a los servicios petroleros. También anticipó una aceleración en la demanda de flotas modernas y soluciones energéticas más eficientes.

“Argentina está entrando en una etapa donde la intensidad de completación, la eficiencia operativa y la disponibilidad de capacidad de servicios podrían volverse tan estratégicas como la geología misma”, afirmó Díaz en su publicación.

Díaz agregó que el crecimiento de Vaca Muerta podría generar un escenario de mayor presión sobre la capacidad disponible en servicios especiales y destacó que variables como el pumping uptime y la disponibilidad de equipos pasarán a convertirse en factores clave para sostener la productividad.

Tecnología, productividad y presión sobre los servicios

Díaz también advirtió que el nuevo contexto representa una oportunidad para mejorar productividad y competitividad mediante incorporación tecnológica. Sin embargo, planteó que el desarrollo shale requerirá inversiones constantes en toda la cadena de servicios y no solamente en áreas productivas upstream.

“La industria shale global vuelve a entrar en un entorno donde la capacidad de pressure pumping de alta calidad recupera un enorme valor estratégico”, sostuvo el directivo y remarcó que “el próximo capítulo de competitividad shale podría definirse tanto por la ejecución en completación como por la calidad del reservorio”.

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.

Vaca Muerta no para: el fracking sigue cerca de las 2.400 punciones

Vaca Muerta no detiene su marcha. La roca madre rompe todos los estándares y se prepara para seguir empujando su techo de cara a una nueva etapa marcada por las exportaciones. Un parámetro para medir los proyectos en la formación son las etapas de fractura.

Según el informe de Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, en febrero se realizaron 2.371 punciones, lo que significó una leve baja del 1,25% con respecto a enero. Las punciones se repartieron entre 464 destinas al gas y 1907 vinculadas al petróleo.

Además, la marca se acomodó en el podio de los mejores registros del fracking de Vaca Muerta. La cifra más alta fue de 2.588 punciones y se registró en mayo del año pasado. Le sigue la marca alcanzada en enero cuando se anotaron 2.401 etapas de fractura.

En el detalle por operadoras se detecta que YPF volvió a superar las mil punciones en Vaca Muerta. La empresa de mayoría estatal realizó 1.087 fracturas, lo que implica el 46% del total de las operaciones.

Vista Energy se ubicó en segundo lugar con 284 etapas de fractura. La empresa liderada por Miguel Galuccio registró el 12% de las punciones. Muy cerca se ubicó Pampa Energía. La compañía registró 238 operaciones lo que explica el 10% de la actividad en Vaca Muerta.

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

El mapa de Vaca Muerta

Asimismo, Tecpetrol y Pluspetrol Cuenca Neuquina superaron las 150 fracturas durante febrero. La empresa petrolera de Grupo Techint realizó 174 punciones mientras que la compañía que adquirió los activos de ExxonMobil contabilizó 162 operaciones.

Un escalón más abajo se posicionó TotalEnergies y Pluspetrol (destinada a los trabajos en La Calera). La compañía francesa registró 140 etapas de fractura y la empresa de capitales nacionales sumó 131 punciones. Si se tomaran todas las operaciones de Pluspetrol, se contabilizaría 293 fracturas.

El cierre es para Pan American Energy (PAE), Shell y Phoenix Global Resources, quienes no superaron las 100 operaciones. PAE sumó 90 punciones, Shell contabilizó 54 fracturas y PGR registró 11 trabajos.

Cómo se movieron los sets de fractura

En lo que respecta a empresas de servicio se destaca que Halliburton y SLB concentraron el 71% de las operaciones en Vaca Muerta. La empresa de mamelucos rojos recuperó el primer lugar en el fracking del shale argentino que perdió en 2025.

Halliburton contabilizó 982 etapas de fractura que se dividieron entre 528 para YPF, 238 para Pampa Energía, 162 para Pluspetrol CN y 54 para Shell. Asimismo, SLB sumó 715 operaciones distribuidas entre 559 para YPF y 156 para Vista Energy.

En tercer lugar se ubicó Tenaris. La compañía del Grupo Techint se afianza en el servicio que exige el no convencional. En febrero se ocupó de 325 etapas de fractura repartidas entre 174 para Tecpetrol, 140 de TotalEnergies y 11 de PGR.

Además, Calfrac completó 218 fracturas que se distribuyeron entre 128 de Vista Energy y 90 de PAE.

Servicios Petroleros Integrados (SPI) fue quien cerró el informe con 131 punciones y todas fueron para Pluspetrol.

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.

Tenaris marca un hito en Vaca Muerta con fracturas alimentadas en más del 80% con gas

Tenaris completó con éxito las dos primeras operaciones de fractura hidráulica alimentadas en más de un 80% con gas, mediante el uso de bombas con tecnología Dynamic Gas Blending (DGB). Las pruebas se llevaron a cabo en una serie de PADs operados por Tecpetrol, marcando un hito para la Cuenca Neuquina y la industria de servicios petroleros en la región.

Las bombas DGB utilizadas en estas operaciones forman parte del tercer set de fractura hidráulica que Tenaris pondrá en funcionamiento en Vaca Muerta durante 2026. Esta tecnología permite sustituir el uso de diésel por gas generando beneficios económicos y ambientales.

“Esto marca un avance en la reducción de emisiones y representa un hito para toda la cuenca. La tecnología DGB se encuentra aún en una etapa inicial de implementación, incluso en cuencas como Permian, Estados Unidos. Haber superado el 80% de reemplazo de diésel por gas es un nivel de eficiencia que ninguna otra compañía de servicios había alcanzado hasta el momento en Argentina”, destacó Francisco Liberatore, Director de Tenaris Oil & Gas Services.

Además de contribuir a la reducción de emisiones de CO₂, la tecnología DGB permite optimizar los costos de combustible, ya que los equipos pueden ser abastecidos con el mismo gas producido en las perforaciones del pad o en pads cercanos, mejorando la eficiencia integral de las operaciones.

Las primeras 10 bombas DGB probadas en estas operaciones forman parte de una inversión de 110 millones de dólares, anunciada por Tenaris en marzo del año pasado, destinada a fortalecer sus capacidades de fractura hidráulica en Argentina. El proyecto contempla la incorporación de un tercer equipo de fractura con 28 bombas y 70.000 hhp, además de su correspondiente equipo de coiled tubing.

Entre 2020 y 2026, Tenaris habrá invertido aproximadamente 240 millones de dólares en el desarrollo de su unidad de negocios de servicios petroleros en el país. Actualmente, la compañía se posiciona como el tercer proveedor de servicios de la cuenca, con más de 6.000 etapas de fractura realizadas.

Diego Trabucco asumió al frente de la empresa que tomó el control de los activos de DLS

Nova Energy Argentina Ltd. Sucursal Argentina informó el inicio de una nueva etapa tras el cambio de control accionario de DLS Argentina Ltd. Sucursal Argentina, como resultado del ingreso de nuevos accionistas y la adopción de la denominación Nova Energy Argentina.

La operación fue realizada por una sociedad controlada por un grupo económico regional, conformado por Vientos del Sur S.A. y SGA Servicios S.A., junto con Aconcagua Energía Ltd., consolidando una nueva estructura accionaria con fuerte anclaje regional y una visión de largo plazo para el desarrollo del negocio.

Nova Energy Argentina continuará prestando los servicios de workover y pulling en las provincias de Chubut y Santa Cruz, manteniendo su operación en la Cuenca del Golfo San Jorge y operando desde su base en Comodoro Rivadavia, con foco en la continuidad operativa, la seguridad y la eficiencia de las operaciones.

En este contexto, Diego Trabucco fue designado Presidente y CEO de Nova Energy Argentina, quien señaló: “Iniciamos esta nueva etapa con una mirada de largo plazo sobre el Golfo San Jorge, con foco en la continuidad operativa, la seguridad y la eficiencia, y con el compromiso de fortalecer las operaciones, acompañar el desarrollo de nuestros equipos y generar valor sostenible para nuestros clientes y la región.”

La compañía continuará desarrollando sus actividades con un fuerte compromiso con el arraigo regional, la excelencia operativa y una visión industrial de largo plazo enfocada en fortalecer la sustentabilidad del negocio convencional.

Hay que recordar que DLS Archer informó que vendió su negocio de workover y pulling en las provincias de Chubut y Santa Cruz, que incluye 12 equipos de workover, 12 unidades de pulling y aproximadamente 750 empleados.

Confirmado: DLS vende 24 equipos en el Golfo San Jorge

DLS Archer informó que vendió su negocio de workover y pulling en las provincias de Chubut y Santa Cruz, que incluye 12 equipos de workover, 12 unidades de pulling y aproximadamente 750 empleados. “Esta decisión forma parte de la estrategia corporativa para concentrar sus inversiones en Vaca Muerta”, subrayaron desde la compañía confirmado lo adelantado por eolomedia.

Las partes involucradas han acordado mantener en reserva el valor de la transacción. Gerardo Molinaro, vicepresidente de DLS Archer para Land Drilling, comentó: “Queremos expresar nuestro más sincero agradecimiento a todos los colaboradores que han demostrado una performance operativa excepcional a lo largo de los años, basada en la seguridad, la excelencia y la mejora continua. Estamos convencidos de que esta transición será positiva para su desarrollo bajo un nuevo grupo accionista con una sólida presencia en la región. También agradecemos a nuestros clientes y líderes sindicales, quienes nos han acompañado en este camino”.

“Tras esta operación, DLS Archer concentrará sus actividades en servicios de perforación y workover en el yacimiento no convencional de Vaca Muerta, donde recientemente se anunció la adjudicación de un contrato estratégico con YPF de alta relevancia para la compañía”, destacaron desde la empresa.

La firma también brindará servicios en proyectos especiales de perforación no convencional en la formación Palermo Aike y proyectos exploratorios de perforación profunda.

DLS vende sus activos en la Cuenca del Golfo San Jorge

DLS se suma a la lista de compañías que dejan la actividad convencional en la Cuenca del Golfo San Jorge. La empresa especializada en equipos petroleros concretó la venta de sus activos en la región a un consorcio empresario de origen regional encabezado por el empresario Pablo Pires.

Según pudo reconstruir eolomedia, la confirmación oficial de la operación se realizará en las próximas horas y se inscribe en el proceso de reconfiguración que atraviesa la industria en Chubut y Santa Cruz, marcado por la salida progresiva de grandes jugadores del negocio convencional.

El grupo comprador estaría liderado por Pires, vinculado a firmas como Vientos del Sur y SGA, acompañado por otras empresas de capitales regionales. A la estructura societaria también se suman dos referentes del ex Grupo Aconcagua —hoy Tango Energy—, Diego Trabuco y Javier Basso, quienes participan del esquema que asumirá el control de la operación.

La transacción incluiría alrededor de una veintena de equipos operativos, en su mayoría destinados a tareas de workover y pulling, fundamentales para sostener la producción en los campos maduros del Golfo San Jorge. Según fuentes consultadas, queda saber qué pasará con los perforadores que tiene la firma en la región.

La salida de DLS no es un hecho aislado. Como viene informando este medio, compañías como Halliburton, SLB, YPF, Tecpetrol, Calfrac y Weatherford ya abandonaron el convencional para concentrarse en la mayor rentabilidad que ofrece Vaca Muerta.

En ese contexto, DLS Archer firmó recientemente un contrato considerado histórico con YPF para avanzar en la perforación de pozos no convencionales. Bajo esta estrategia, la compañía enfocará sus operaciones en atender la demanda de los grandes jugadores del shale, dejando atrás su participación en las cuencas maduras.

Por su parte, Pablo Pires no es un actor nuevo en el negocio petrolero del Golfo San Jorge. El empresario comodorense fue uno de los fundadores de NCY (Nacimos con YPF), una firma creada para cubrir la demanda operativa de PECOM en el clúster El Trébol–Escalante, áreas que la compañía adquirió a YPF en 2024.

Mientras tanto, los actores de la cuenca siguen con atención el impacto que tendrá el retiro de DLS del convencional. En un contexto de actividad deprimida, varios referentes del sector coinciden en que el ingreso de nuevos jugadores regionales podría representar una bocanada de aire fresco para sostener la operación y preservar fuentes de empleo en una región altamente dependiente del petróleo.

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.