La actividad no convencional de hidrocarburos se sostiene con distintas operadoras y empresas de servicios que marcan el ritmo de producción en Vaca Muerta.

En la actualidad, son 44 los equipos de perforación activos en Argentina, 37 de ellos enfocados en Vaca Muerta. Esta concentración no refleja una migración masiva hacia el shale neuquino, sino el retroceso de otras cuencas. El caso más claro es el Golfo San Jorge, que llegó a operar con 20 perforadores y hoy apenas sostiene seis.

En paralelo, el shale neuquino pasó de operar con ocho sets de fractura a 13 en apenas tres años. Detrás de esto “fierros” indispensables para alcanzar los niveles de producción logrados en 2025, hay proveedores globales que concentran bienes de capital escasos y costosos.

Cabe señalar que la cadena productiva en Vaca Muerta se organiza en tres grandes niveles o anillos. En primer término, las operadoras que poseen las concesiones (YPF, Vista, Pan American Energy); luego las pymes y empresas de servicios generales; y un núcleo reducido de proveedores de gran porte que aportan los equipos críticos. En este último grupo aparecen nombres como Halliburton, SLB, Calfrac, DLS, Nabors y Helmerich & Payne.

En este marco, las operadoras locales compiten por estos equipos en un mercado internacional tensionado, donde también pujan proyectos en expansión como los de Guyana, Brasil o cualquier región donde el precio del barril haga viable nuevas inversiones.

Según datos de la consultora Aleph Energy, dirigida por Daniel Dreizzen y publicado en el portal Letra P, por David Mottura, los 37 equipos activos en la cuenca neuquina están distribuidos entre pocos jugadores.

YPF cerró en diciembre un contrato estratégico con DLS Archer para incorporar siete nuevas perforadoras, que se suman a las seis que ya operaban para la compañía. DLS Archer es una alianza entre una firma con medio siglo de presencia en el país y otra con base en Bermudas y Noruega. El presidente de YPF, Horacio Marín, proyecta cerrar 2026 con 19 equipos activos en Vaca Muerta.

Nabors, con sede en Houston, es el mayor jugador del segmento. Opera 12 perforadores propios, tres de ellos asignados a Vista tras un acuerdo directo entre Miguel Galuccio y el CEO de la compañía, Anthony Petrello.

Helmerich & Payne, con casa matriz en Oklahoma, mantiene ocho equipos en el país, todos dedicados al shale neuquino y alquilados a operadoras como YPF, Chevron, Tecpetrol y Phoenix Global Resources.

San Antonio Internacional cuenta con cinco perforadores. Hay uno en Vaca Muerta y el resto sigue en yacimientos convencionales.

En el caso de Pluspetrol creó SPI para gestionar los equipos de perforación y fractura adquiridos a Weatherford cuando tomó los bloques que ExxonMobil dejó en el país.

El cuello de botella en las perforaciones está en las fracturas hidráulicas, que representan cerca del 60% del costo total de un pozo horizontal y ronda entre 13 y 15 millones de dólares según su diseño. Es esta etapa de terminación hay pocos protagonistas y una gran competencia por los sets de fracturas disponibles.

En este contexto, Halliburton lidera el mercado con ocho sets de fractura, mayormente dedicados a YPF, aunque parte de su flota rota entre Shell, Pluspetrol y Chevron.

SLB administra cuatro sets y mantiene una alianza estratégica con Vista. Miguel Galuccio desarrolló buena parte de su carrera en la compañía, y en 2025 todas las etapas de fractura de Vista estuvieron a cargo de SLB.

Tenaris opera dos sets adquiridos a Baker Hughes en 2021. Primero los utilizó para garantizar capacidad en Fortín de Piedra y luego los ofreció a clientes como Phoenix y TotalEnergies.

Calfrac mantiene dos sets históricamente asociados a Pan American Energy. De las 1.700 etapas de fractura realizadas en el último año, unas 1.200 fueron para PAE.

Pluspetrol y SPI trabajan de manera integrada en La Calera y Bajo del Choique, replicando un esquema similar al que Techint desarrolló en su momento.

¿Cómo se trabaja en la reducción de costos?
En este caso, hay varias alternativas: desde el uso de turbinas o motores a gas en los sets hasta una gestión más afinada de la arena, el insumo clave que mantiene abiertas las fracturas y permite el flujo de hidrocarburos.

Cada compañía gestiona su propio abastecimiento de arena, que llega principalmente desde Entre Ríos y Chubut, para satisfacer la demanda de Vaca Muerta de cinco millones de toneladas anuales.

Otra práctica ya instalada es el uso de sistemas como Dual Frac o Simul Frac, que permiten fracturar dos pozos cercanos desde una misma plataforma con un solo set. La técnica surgió como respuesta a la escasez de equipos, pero se consolidó como una herramienta eficiente para reducir tiempos muertos, según el seguimiento mensual de la Fundación Contactos Energéticos, que dirige Luciano Fucello.

Para el 2026 se esperaba un salto productivo que supere los 590.000 barriles de petróleo que provienen de Vaca Muerta, si se mantiene el precio del barril en los sesenta dólares y el escenario internacional sea más o menos estable. (Redacción Plan B, con información de Letra P)