DLS sumó el equipo que ya había anunciado para YPF y, con esa incorporación, se consolidó como el principal proveedor de rigs de la petrolera de bandera, con siete unidades trabajando en simultáneo. En paralelo, H&P metió un equipo en Vista, un contrato que hasta ahora era territorio exclusivo de NBS.
Vaca Muerta suma músculo para lo que viene.
Camino a los 48-50 rigs de 2027
Con los 42 equipos actuales enfocados en shale, la proyección para los próximos meses habla de tres rigs adicionales, un número que empieza a acomodar el terreno para el objetivo de mediano plazo: llegar a entre 48 y 50 rigs perforando de manera sostenida hacia 2027.
Ese cronograma no es un capricho estadístico. Contempla la perforación de más de 620 pozos nuevos, que se sumarían a los cerca de 4.000 pozos que estarán en producción hacia fines de 2026. Son números que empiezan a acercar a Vaca Muerta a una escala industrial que hasta hace pocos años parecía todavía lejana.
Detrás de cada rig adicional hay también una inversión en tecnología que no suele aparecer en los titulares. Actualizar un equipo de perforación cuesta entre 1,5 y 3 millones de dólares y ese gasto permite tomar decisiones técnicas complejas en tiempo real, coordinadas con las salas de monitoreo remoto que hoy manejan buena parte de la operación diaria.
Esa integración entre el pozo y la sala de control es, según los especialistas consultados por el reporte, uno de los motivos por los que la curva de eficiencia sigue mejorando mes a mes. Cada vez se perfora más rápido y con menos margen de error, algo que termina bajando el costo por pozo.
Equipos más rápidos, pozos más largos: la ecuación que multiplica la producción en Vaca Muerta.
Workover, pulling y sets
El envión no se limita a la perforación. El total de equipos de workover, pulling y sets llegó en agosto a 176 unidades, el nivel más alto de toda la serie histórica relevada por la consultora. El workover subió a 50 equipos, tres más que en julio, y el pulling volvió a treparse, hasta las 74 unidades.
La recuperación no es solo shale. La actividad convencional también está mostrando señales de reactivación, con pozos parados que vuelven a intervenirse y equipos que se reasignan para ponerlos otra vez en producción. Del total de pulling, 51 unidades están concentradas en Santa Cruz y Chubut, casi el 70% del país.
En terminación, la ocupación de los sets de fractura subió a 58,2% del tiempo disponible, después del bache del 50% que había dejado julio. La técnica que domina el mercado sigue siendo el Simul Frac, que permite bombear una etapa por pozo en simultáneo y ofrece hasta un 60% más de etapas que el Zipper tradicional.
Esa eficiencia explica por qué el negocio se concentra cada vez en menos manos. Halliburton se quedó con el 53% de las etapas de agosto, seguido por SLB con 16%, Tenaris con 15%, SPI con 9% y Calfrac con 7%. Son los equipos que mejor rinden, y por eso las operadoras los eligen primero.
YPF sigue liderando el fracking de Vaca Muerta.
El shale vuelve a acelerar
Agosto terminó con 2.378 etapas de fractura en todo el país, de las cuales 2.262 correspondieron al shale y 87 al convencional, un repunte claro frente a las 2.010 etapas shale de julio. El informe describe el movimiento como un "mini rebote" tras la pausa técnica del mes anterior.
Sobre esas etapas shale, YPF volvió a liderar con el 44% del total, seguida por Vista Energy con 18%, Tecpetrol con 10%, Shell y Pluspetrol con 9% cada una, y Phoenix y PAE con 5% cada una. Las etapas caídas, en cambio, bajaron a 1.657 desde las 1.779 de julio.
Ese descenso conviene leerlo con cuidado: buena parte de la capacidad instalada sigue ociosa, porque la caída sostenida en el precio por etapa obliga a las operadoras a concentrar el trabajo en las flotas más eficientes. Es la misma lógica que explica por qué Halliburton domina el podio de la terminación.
Toda esa actividad ya se nota en los caños. La producción no convencional ronda 1,3 millones de BOE por día entre petróleo y gas, por encima de las metas trazadas para esta etapa. Con los precios actuales y los cuellos de botella logísticos más despejados, cruzar los 20.000 millones de dólares de exportaciones anuales ya no suena a promesa de campaña.
H&P sumó un equipo para Vista Energy.
El ritmo de las etapas mira hacia 2027
El ritmo de etapas por día también cuenta la historia de la aceleración. En 2025 el sistema promedió 67 etapas diarias; en lo que va de 2026 el promedio subió a 79, y agosto en particular recuperó terreno hasta las 73 etapas por día, después de las 65 de julio.
En términos anuales, las etapas shale crecieron 35% en 2025 y se espera un 37% adicional para este año. Sin embargo, la proyección muestra que ese ritmo empieza a moderarse: 19% en 2027 y un promedio cercano al 10% anual entre 2028 y 2030, según las estimaciones de la consultora.
Con todo, la proyección total para 2026 se revisó al alza y ahora marca 33.945 etapas en todo el país, de las cuales 32.600 serían shale. Para 2027, el escenario base contempla 40.959 etapas totales y 38.859 shale, sin contar eventuales restricciones logísticas o de abastecimiento de materiales que puedan modificar ese cálculo.
