Junio de 2026 quedará marcado como uno de los meses más intensos de la historia de Vaca Muerta. Todos los indicadores de actividad treparon a niveles inéditos: más equipos de perforación, más etapas de fractura y una producción no convencional que ya asoma a los 700 mil barriles diarios. Pero el propio ritmo de la actividad dejó al descubierto un problema que no es de recursos ni de equipos, sino de coordinación.
El mes cerró con 49 rigs activos, dos más que en mayo, de los cuales 38 están asignados a shale y 11 a convencional. La flota sigue creciendo: ya están en proceso de preparación dos equipos de Patterson que se sumarán a YPF, se espera la incorporación de al menos dos rigs más para PAE (de los cinco que forman parte de su licitación), y avanza la llegada de un nuevo equipo para Vista, que mantiene así su liderazgo en cantidad de rigs.
El objetivo hacia fin de año es llegar a 44 equipos en shale. Sin embargo, el seguimiento de Tecnopatagonia enciende una alerta: pese al aumento de equipos y a los récords en tasa de perforación y ROP, la proyección original de 540 pozos horizontales nuevos para el año calendario ya no parecería alcanzable. Más capacidad de perforación no se está traduciendo, todavía, en la cantidad de pozos nuevos que exigía el cronograma consolidado de 2026.
El total de equipos de servicio al pozo —workover, pulling y sets de fractura— llegó a 175, el nivel más alto de los últimos 13 meses. El salto lo explica casi por completo el pulling, que pasó de 64 a 76 equipos. El workover, en cambio, se mantuvo estable en 48 equipos, todavía 23% por debajo de su nivel de hace un año, a la espera de una campaña de intervención más fuerte asociada a los programas de abandono de pozos.
Fractura: récord de etapas, pero con equipos ociosos
Junio dejó el número más alto de la serie: 2760 etapas de fractura totales. La ocupación de los sets de fractura subió a 68% del tiempo disponible (contra 60% en mayo), pero la actividad quedó concentrada en apenas 10 de los 14 sets disponibles en el país. El resto, pese a estar en condiciones operativas, permaneció sin asignación.
Ahí aparece el dato más llamativo del mes: 1.029 etapas quedaron "caídas o perdidas", el equivalente a 12 días completos de actividad. No se trata de una limitación logística ni de falta de equipos sino de etapas que directamente nunca fueron asignadas para su ejecución. Es la otra cara de un sistema que ya bombea 92 etapas por día y que mueve más de 1.500 camiones equivalentes para el transporte de última milla: la escala creció más rápido que la coordinación entre operadoras y prestadoras.
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Halliburton concentró alrededor del 52% de las etapas del mes con 4 sets (54% en el acumulado de los últimos tres meses) y sumará en octubre un quinto equipo, 100% eléctrico. Detrás se ubicaron SLB (26%), Calfrac (9%), Tenaris (7%) y Plus SPI (6%). YPF, PAE, Pampa y Pluspetrol marcaron sus máximos mensuales de etapas, mientras Geopark completó 119 etapas y Phoenix, Vista O&G y Chevron redondearon la nómina de operadoras activas en fractura durante el mes.
El mes también dejó un récord histórico de arena bombeada: más de 600 mil toneladas.
La producción, cerca de los 700 mil barriles diarios
Con esos niveles de actividad, la producción no convencional estimada de junio llegó a 100.864 m³/día de petróleo, 96,2 millones de m³/día de gas y 1.192 miles de barriles equivalentes de petróleo por día. Sostenida en los precios actuales y en la habilitación de infraestructura clave de evacuación, la aceleración de campos permitiría superar holgadamente los 700 mil barriles diarios antes de fin de año. Un dato relevante: el 43% de la producción nueva del mes provino de pads recientemente incorporados a los ductos.
La curva que no para de crecer
La serie histórica de etapas diarias muestra la magnitud del salto de los últimos años: de un promedio de 30 etapas/día en 2023, a más de 40 en 2024, 67 en 2025 y 83 en lo que va de 2026 —con junio marcando un pico de 92 etapas/día—. Los cronogramas de la industria ya proyectan superar las 100 etapas diarias, en la medida en que se sumen más rigs activos y se sigan reduciendo los días de perforación por pozo.
Las proyecciones anuales acompañan esa tendencia: 32.570 etapas totales para 2026 (31.200 de ellas shale) y 39.852 para 2027 (37.752 shale), sin contemplar eventuales restricciones logísticas o de abastecimiento de materiales, el mismo cuello de botella que ya dejó su marca en junio.
