Vaca Muerta sumó 5 rigs en octubre: los datos de perforación, fracturas y equipos

La actividad en Vaca Muerta exhibió ritmos marcadamente distintos durante octubre. La industria sumó cinco equipos de perforación respecto a septiembre, pero la ocupación de los sets de fractura retrocedió al 49% del tiempo disponible.

El número de rigs activos trepó a 61 torres en toda la cuenca neuquina, al sumar cinco plataformas con respecto a septiembre. De ese total, las operadoras asignaron 47 al segmento shale y mantuvieron 14 en los yacimientos convencionales. Estas cifras representan un incremento interanual de 17 equipos e ilustran la fuerte apuesta de las compañías por robustecer el stock de pozos, según indica el último informe de Tecnopatagonia.

El desafío actual radica en la logística integrada. Las etapas caídas o perdidas subieron a 1.611 y cortaron dos meses consecutivos a la baja. El acumulado del año 2026 ya supera las 11.800 etapas disponibles no realizadas. La actividad se concentró en la mitad de la flota, mientras el resto de las bombas aguardó entre diferentes locaciones o padeció demoras por factores climáticos.

Récord de ramas laterales y el mapa de las torres

De los 47 equipos orientados al no convencional, 44 operan activamente en los pozos y tres transitan la fase de puesta a punto. Las compañías prestadoras del servicio de perforación muestran una competencia ajustada. Helmerich & Payne (H&P) alcanzó los 15 equipos operativos e igualó la cuota de mercado de Nabors. Detrás se ubicaron DLS con nueve torres y Ensign con dos.

La eficiencia técnica en el subsuelo entregó nuevos hitos para la cuenca. La industria registró un récord de 4.770 metros horizontales en una sola carrera mediante un diseño slim. Estos niveles de excelencia operativa se replicaron en otros tres pozos y confirmaron el salto de productividad que exigen los regímenes de inversión vigentes.

Por qué cae la ocupación en la fractura shale

Octubre contabilizó un total de 2.403 etapas de fractura shale, una cifra casi idéntica a la del mes previo. Sin embargo,la ocupación efectiva del equipamiento bajó nueve puntos porcentuales. Algunos sets operan semanas enteras bajo esquemas de 24 horas continuas, mientras la otra mitad del parque experimenta tiempos muertos considerables.

Esta asimetría desencadenó disputas de precios por los volúmenes de trabajo remanentes. Halliburton dominó el mercado al concentrar el 62% de las etapas shale del mes. El resto de la actividad se repartió entre SLB (17%), Tenaris (13%), SPI (4%) y Calfrac (4%).

A nivel de operadoras, YPF lideró la demanda con el 60% de las etapas totales. Tecpetrol (10%) y Vista (9%) completaron el podio. El próximo salto productivo requerirá definiciones anticipadas por parte de las petroleras para que las empresas de servicios ajusten sus diagramas de manera eficiente.

Producción de petróleo y el resurgir convencional

Los volúmenes de producción estimada shale ratifican el impacto económico de la formación. El petróleo alcanzó los 113.742 metros cúbicos diarios. La suma total de hidrocarburos, combinada con los 100,2 millones de metros cúbicos de gas, trepó a 1,296 millones de barriles equivalentes por día.

El empuje principal provino del petróleo, que aportó 26.159 metros cúbicos diarios más que en octubre del año pasado.La entrada en operación de la capacidad de evacuación de Oldelval otorgará el margen necesario para consolidar un crecimiento interanual del 30%. Hoy, las ventas al exterior del crudo no convencional representan ingresos por 15.000 millones de dólares anuales.

En paralelo, los equipos de servicio al pozo marcaron su tercer máximo histórico consecutivo con 185 unidades. Esta reactivación del workover y el pulling impactó directamente en los campos maduros. Por primera vez en años, la producción de crudo convencional encadenó dos meses de suba y logró cortar su declino estructural crónico.