La petrolera consiguió extender la rama lateral de perforación en una sola carrera y replicó el procedimiento en otras tres operaciones en apenas diez días. El avance se suma a mejoras en productividad y costos que fortalecen el desarrollo de los recursos no convencionales.
YPF profundizó durante el tercer trimestre de 2026 las mejoras operativas en sus áreas de petróleo no convencional de Vaca Muerta, con avances en velocidad de perforación, eficiencia de fractura y conexión de nuevos pozos.
La evolución de estos indicadores también tuvo un impacto directo sobre la estructura de costos: el lifting cost promedio de la compañía descendió a US$ 7,8 por barril equivalente de petróleo (boe), un 8% menos que en el trimestre anterior.
La mayor intensidad operativa también se reflejó en el volumen de actividad de los bloques de petróleo no convencional en los que YPF tiene el 100% de participación.
Los resultados muestran cómo la escala alcanzada por la actividad en la cuenca neuquina comienza a traducirse en mayores eficiencias a lo largo de toda la cadena de producción.
En paralelo, la decisión de concentrar inversiones en los activos no convencionales y reducir la exposición a yacimientos convencionales maduros contribuyó a mejorar el desempeño económico de la petrolera.
YPF: más velocidad en la perforación y las fracturas
Uno de los indicadores destacados del período fue el ritmo de perforación en el shale oil hub de YPF. La compañía alcanzó un promedio de 354 metros diarios, una marca que refleja la optimización de los procesos técnicos y la capacidad de reducir los tiempos necesarios para avanzar sobre las formaciones productivas.
La mejora también se observó en la etapa de completación, donde los equipos de fractura registraron una productividad promedio de 11,1 etapas por set por día. Ese desempeño equivale a aproximadamente 294 etapas mensuales por cada conjunto operativo y permite acelerar la puesta en producción de los pozos horizontales.
Otro indicador relevante fue la cantidad de horas de bombeo. Durante el trimestre, YPF consiguió mantener sus equipos operativos durante 18,8 horas diarias. Para sostener ese nivel de actividad resulta fundamental coordinar el abastecimiento de agua y arena, además de sincronizar los trabajos entre la operadora y las compañías de servicios que participan de las operaciones.
La combinación de estos factores permite reducir los tiempos improductivos y aprovechar mejor la capacidad instalada, dos variables centrales para mejorar la competitividad de los desarrollos no convencionales.
Un avance técnico en la perforación horizontal
El tercer trimestre de 2026 también dejó un registro destacado para la ingeniería petrolera local. YPF consiguió perforar el pozo slim más largo registrado hasta el momento en la cuenca, con una rama lateral de 4.770 metros realizada en una sola carrera.
La particularidad del procedimiento fue que no necesitó retirar y volver a introducir la sarta de perforación durante esa operación. Esta modalidad permite reducir intervenciones, acortar los plazos de ejecución y disminuir los costos asociados a cada pozo.
El resultado tampoco quedó limitado a una experiencia puntual. La compañía consiguió reproducir el mismo procedimiento en otros tres pozos dentro de un período de apenas diez días.
Creció la cantidad de pozos perforados y conectados
La mayor intensidad operativa también se reflejó en el volumen de actividad de los bloques de petróleo no convencional en los que YPF tiene el 100% de participación.
Durante el tercer trimestre, la empresa perforó 64 pozos, frente a los 56 registrados entre abril y junio. La comparación representa un incremento del 14% respecto del trimestre anterior y muestra una aceleración de la campaña de desarrollo.
En la etapa siguiente, los equipos completaron 61 pozos durante el período. Este proceso comprende las tareas necesarias para habilitar los pozos y prepararlos para producir hidrocarburos mediante las operaciones de estimulación correspondientes.
Por su parte, la red de producción incorporó otros 58 pozos enganchados. Se trata de unidades que quedaron conectadas a las instalaciones de superficie para comenzar a aportar hidrocarburos al sistema productivo.
