Así lo destacó el presidente de la empresa, Horacio Marín, quien destacó en un posteo en LinkedIn: “Desde Argentina estamos llevando la innovación a un nuevo nivel. Junto a Halliburton alcanzamos un hito histórico en Vaca Muerta: realizamos por primera vez una operación de fractura 100% remota, controlada desde nuestro RTIC en la Torre YPF Puerto Madero”.
Energía30 de agosto de 2025
YPF volvió a colocar a la Argentina en el mapa de la innovación energética. La petrolera nacional anunció que, por primera vez en la historia de la industria, realizó una fractura hidráulica en un pozo shale de manera 100% remota, controlada desde su centro de operaciones RTIC (Real Time Intelligence Control) ubicado en la Torre de la compañía en Puerto Madero, a más de 1.000 kilómetros de Vaca Muerta.
El hito fue confirmado por el presidente y CEO de la empresa, Horacio Marín, quien destacó en un posteo en LinkedIn: “Desde Argentina estamos llevando la innovación a un nuevo nivel. Junto a Halliburton alcanzamos un hito histórico en Vaca Muerta: realizamos por primera vez una operación de fractura 100% remota, controlada desde nuestro RTIC en la Torre YPF Puerto Madero”.
Tecnología de frontera desde Argentina
La operación, inédita a nivel global, se suma a otro avance revolucionario: YPF ya consiguió perforar pozos horizontales de forma totalmente autónoma, sin intervención directa de ingenieros u operarios en el yacimiento. Estas maniobras, que antes requerían presencia física en campo, hoy se realizan con un sistema que integra inteligencia artificial, fibra óptica y software de control, capaz de monitorear y ajustar en tiempo real el desarrollo de los pozos.
“Ya hemos perforado, en forma autónoma, pozos horizontales sin intervención de ningún humano. Es extraordinario. Estoy emocionado de trabajar en YPF”, afirmó Marín durante el streaming Vaca Muerta Insights, conducido por Camilo Ciruzzi y Cristian Navazo.
En perforación, YPF junto con Nabors Industries avanza en la automatización de las curvas y ramas laterales, al lograr más de 18 curvas perforadas y 10 ramas laterales de forma automática.
La operación de fractura remota en Vaca Muerta se realizó desde la sala de control RTIC de YPF, en Puerto Madero.
Más productividad, menos costos
La automatización permite optimizar recursos críticos en la explotación no convencional, como el volumen de agua y arena utilizados en la fractura, al mismo tiempo que reduce riesgos de impacto en pozos vecinos. Según Marín, esto mejora la productividad, disminuye costos operativos y mitiga desafíos clave como los frac-hits y el efecto parent-child, que pueden afectar la calidad y vida útil de los pozos.
“El desarrollo autónomo nos ayuda a reducir problemas que en Estados Unidos todavía impactan fuerte en la eficiencia. ExxonMobil, por ejemplo, maneja un 7% de parent-child, y cada pozo puede perder hasta un 30% de reservas por esta causa”, explicó.
Vaca Muerta frente al Permian
Al comparar con la cuenca Permian, en Texas, Marín fue claro: “Vaca Muerta, tanto en petróleo como en gas, es mejor que Permian, porque el promedio de producción por pozo es alto. Hay áreas mejores y peores, pero Vaca Muerta ayuda y tracciona”.
No obstante, reconoció que la escala del mercado estadounidense impone desafíos adicionales para la Argentina: “Está claro que nunca podremos ser más eficientes que Estados Unidos en todo, porque el mercado norteamericano es mucho más grande. Por eso tenemos que trabajar en productividad y en bajar el costo argentino”.
Fuente: PATAGONIASHALE.COM.AR
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El gobernador Rolando Figueroa mantuvo una reunión de trabajo con directivos del consorcio brasileño GásBra Energía SA, Garantía Capital Ltd., y Transportadora Sulbrasileira de Gás (TSB). El objetivo es poder avanzar en una agenda de trabajo que les permita comprar gas de Vaca Muerta en el futuro. Los empresarios manifestaron que “están trabajando para algo de 30 años”.
El acuerdo entre PAE y UTE tiene como destino la generación térmica del ciclo combinado de dicho país, reemplazando así combustibles más caros y con mayores emisiones. Hasta el momento, PAE ya entregó más de 7 millones de metros cúbicos de gas natural, previéndose mayores exportaciones durante el verano.
Ernesto López Anadón, presidente del IAPG afirmó que el país “está en carrera para lograr ese objetivo”, aunque será “una tarea compleja y extremadamente demandante”. "Todo lo que hoy se está haciendo solo se justifica como un proyecto puro de exportación". Y advirtió que para sostener este crecimiento será necesario perforar al menos 1.000 pozos por año.
El secretario de Energía de Nación, Daniel González, hizo el anuncio en la apertura del almuerzo por el Día del Petróleo y el Gas que organiza el IAPG. La medida apunta a generar previsibilidad, libre acceso a divisas y beneficios fiscales para nuevas perforaciones. La medida, que hasta ahora alcanzaba solo a proyectos de gas para exportación, había sido solicitada por el gobernador Figueroa.
El gobernador Figueroa se reunió con el ministro Luis Caputo y le solicitó la incorporación de las inversiones vinculadas al upstream dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). El mandatario destacó que la propuesta permitiría contribuir significativamente al superávit de la balanza energética, garantizar mayor recaudación fiscal y fortalecer la integración energética.
El CEO de Tecpetrol Ricardo Markous, trazó proyecciones muy optimistas y proyectó que la industria llegará al millón y medio de barriles “a fin de la década”. Aunque advirtió que una mayor caída del precio del crudo podría modificar este escenario. “El escenario es complejo. Vamos a tener que trabajar para ser competitivos. Invito a todos los proveedores a trabajar en innovación”.
