El último informe de TecnoPatagonia muestra la escala del cambio. En octubre había 61 rigs activos, 17 más que un año atrás. De ese total, 47 trabajaban en shale: 44 perforando y tres en puesta a punto, un proceso de pruebas e inspecciones que puede demorar hasta 120 días.
Un contrato sin precedentes
El caso más claro es el de YPF. En diciembre de 2025, la empresa de mayoría estatal firmó con DLS Archer, un acuerdo por siete equipos durante cinco años. Nunca antes se había asegurado rigs por un plazo tan extenso. Para quien concentra el 60% de las etapas shale, la previsibilidad pesa.
Los siete equipos llegan con perforación con presión controlada (MPD), una tecnología que regula la presión del pozo desde superficie y permite atravesar ventanas estrechas sin frenar. DLS sumó esa capacidad cuando compró ADA, una firma especializada en ese servicio.
Para cumplir, la empresa salió a buscar hierro. En enero trascendió el acuerdo con la estadounidense Patterson-UTI para incorporar dos equipos de última generación. Gerardo Molinaro, vicepresidente de Land Drilling de DLS Archer, explicó que así se anticipan a una mayor demanda.
La actividad del shale estadounidense volvió a crecer y plantea un nuevo desafío competitivo para Vaca Muerta.
Vista suma equipos de a uno
Vista Energy, la petrolera que conduce Miguel Galuccio, fue por otro camino: sumar de a un equipo y con proveedores distintos. En mayo de 2024 firmó en Houston con Nabors la llegada de un tercer rig de alta especificación, con la posibilidad de electrificarlo para bajar la huella de carbono.
No era una idea en el aire. Ese mismo año, Vista ya había electrificado su primer equipo en Vaca Muerta, el Nabors PACE F24, que funciona con energía renovable. La compañía esperaba que el nuevo rig le permitiera conectar entre cuatro y ocho pozos adicionales antes de fin de año.
El movimiento más reciente llegó esta semana. Vista cerró con DLS Archer un contrato de largo plazo por el DLS-156, un equipo de accionamiento eléctrico, durante dos años y con opción a uno más. El acuerdo vale entre 35 y 40 millones de dóalres, contando el año opcional.
Nabors y H&P, mano a mano
En la foto de la flota, Nabors y Helmerich & Payne (H&P) comparten la punta con 15 equipos cada una, según TecnoPatagonia. Atrás aparecen DLS, con nueve, y Ensign, con dos. La paridad es nueva: fue en octubre cuando H&P alcanzó a su competidora.
En junio, H&P firmó con GeoPark un acuerdo de perforación por tres años para un FlexRig que operará en Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste. Será el primer equipo dedicado de la colombiana en el país, dentro del plan de inversiones que presentó en el marco del RIGI.
La compañía de Oklahoma tampoco quiere quedarse ahí. En agosto anunció cinco equipos adicionales para la Argentina: tres saldrán de sus bases en Estados Unidos antes de fin de año. No informó con qué operadoras trabajarán ni los plazos de esos nuevos contratos.
Vaca Muerta compite con Estados Unidos por los perforadores.
Un socio de actividad
En este sentido, San Antonio Internacional eligió asociarse. En diciembre de 2025 firmó un acuerdo definitivo con la canadiense Precision Drilling para desarrollar proyectos conjuntos en el segmento no convencional. SAI aporta infraestructura, logística y conocimiento del mercado local; Precision, tecnología y rigs de alto rendimiento.
El primer paso es sumar la tecnología de Precision a los equipos que San Antonio ya opera y ofrecerla a las petroleras. Después vendrán las licitaciones. A diferencia de los otros casos, todavía no se conoció un contrato de perforación firmado con una petrolera bajo esta alianza.
En Vaca Muerta se coincide que conseguir equipos de perforación será el mayor desafío para lo que viene. Con el Permian sumando actividad en Estados Unidos, los rigs para la Argentina serán más difíciles de conseguir.
El shale necesita de perforadores para cumplir con los planes de inversión.
Detrás de la demanda de equipos hay un dato técnico. Las ramas laterales son cada vez más largas. El informe de TecnoPatagonia registró un récord de 4.770 metros horizontales en una sola carrera y marcas similares en otros tres pozos. Más metros por pozo exigen rigs más potentes y contratos que justifiquen traerlos.
Sin embargo, la perforación ya no es el único frente. En octubre, la fractura se mantuvo en 2.403 etapas en el segmento shale, pero la ocupación de los sets bajó de 58% a 49%. Mientras algunos trabajan las 24 horas, la otra mitad de la flota espera entre pads.
El otro límite es la evacuación. El oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) superó el 70% de avance y prevé su primera carga desde Punta Colorada entre fines de este año y comienzos de 2027, con 180.000 barriles diarios. Con esa obra, Vaca Muerta podría crecer entre 25% y 30% por año en petróleo.
