Halliburton firmó un acuerdo plurianual con Pampa Energía para sostener la transformación digital de sus operaciones no convencionales en Vaca Muerta, considerado uno de los reservorios de shale más importantes del mundo.
La operadora seleccionó a la compañía de servicios para acompañar su estrategia de escalar con eficiencia, fortalecer la toma de decisiones y sostener una ejecución consistente en sus equipos de subsuelo y de operaciones.
El acuerdo se hizo mediante la contratación del servicio denominado “Landmark”, que es la unidad de software y datos de la compañía. Esto quiere decir que Halliburton no va a hablititar su línea de equipos de fractura. La firma estadounidense lo encuadró como una transformación digital a escala de empresa, aplicada a sus operaciones no convencionales: soluciones digitales configuradas que integran ciencia confiable dentro de los flujos de trabajo corporativos.
Bajo el programa, la firma desplegará un conjunto integrado que combina orquestación digital, modelización de yacimientos de alta resolución, optimización logística y gestión de eficiencia energética. El esquema alinea gobierno de datos, automatización y modelos científicos para acelerar la velocidad de decisión, fortalecer la coordinación entre equipos y maximizar el valor de los activos.
"Esta colaboración se trata de transformar la toma de decisiones y la ejecución, de convertir la información en resultados, de manera efectiva", declaró Tony Antoun, vicepresidente sénior de Landmark, en el comunicado de la compañía. "Al conectar datos confiables, ciencia probada e inteligencia artificial de grado industrial en los flujos de trabajo que usan los equipos, ayudamos a Pampa Energía a pasar de la información a la acción más rápido y a avanzar en su estrategia de crecimiento en Vaca Muerta con confianza".
La compañía describió el esquema como una base digital escalable y en evolución, pensada para sostener el desempeño de largo plazo en el mercado no convencional de la Argentina, y como un punto de partida para futuras expansiones digitales a medida que crezca la actividad de desarrollo.
El anuncio se conoció mediante un comunicado oficial emitido desde Houston.
Dos niveles en Vaca Muerta: primero YPF, luego Pampa Energía
El acuerdo es el segundo movimiento del proveedor sobre la cuenca neuquina en menos de dos meses, en una línea de negocio distinta.
En abril, la compañía ganó por licitación un contrato exclusivo de completaciones de YPF, que incluyó el primer despliegue internacional de su flota de fractura eléctrica ZEUS y de la plataforma de automatización de bombeo OCTIV Auto Frac.
Aquel contrato fue de equipos y servicios de terminación de pozos. Este es de software y gestión de datos de grado empresarial. La distinción importa: con Pampa, Halliburton no vende equipos, sino el módulo de decisión que jerarquiza los deatos del subsuelo, la logística y el consumo de energía. Son dos segmentos de negocio del mismo proveedor sobre el mismo play.
La actividad de fractura en Vaca Muerta se mantiene cerca de máximos históricos. En mayo se completaron 2.484 etapas, un 6,4% más que en abril y el segundo mejor registro de 2026, detrás del récord de marzo, según el informe mensual de NCS Multistage que elabora su country manager, Luciano Fucello. En los primeros cinco meses del año se acumularon 12.198 punciones, de las cuales el 96% correspondió a la ventana de petróleo. En ese mercado, Halliburton reafirmó su liderazgo: ejecutó 1.303 etapas en mayo, el 52,5% de la actividad de la cuenca, muy por encima de SLB, y desde 2016 acumula el 43% de todas las fracturas del play. Ese ritmo de ejecución, inusual fuera de América del Norte, explica el interés de los proveedores por sumar servicios de tecnología sobre la cuenca, desde la fractura eléctrica hasta el manejo de datos.
Qué hay detrás de los 45.000 barriles
Pampa apunta a expandir su producción hasta 45.000 barriles diarios hacia 2027, y señaló que la plataforma digital ayudará a entregar ese crecimiento con consistencia operativa y eficiencia de capital.
Esa cifra no es un dato nuevo del acuerdo, sino la meseta ya comprometida para Rincón de Aranda, el bloque estrella de shale oil de la operadora en la ventana de petróleo de Vaca Muerta.
El bloque promedió 18.200 barriles diarios en el primer trimestre de 2026, con 43 pozos en producción, tras haber arrancado un año antes en torno a los 900. Según los resultados que la compañía presentó en mayo, al cumplir su primer año de operación ya superaba los 24.000 barriles diarios, y las declaraciones más recientes de la operadora lo ubican cerca de los 27.000. El objetivo intermedio es alcanzar 28.000 barriles diarios hacia mediados de 2026, apoyado en la ampliación de la planta de procesamiento temprana, antes de la meseta de 45.000 en 2027.
En marzo, la operadora solicitó la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para el mayor desembolso en un único activo de sus veinte años de historia, un plan superior a u$s 4.500 millones. Las reservas probadas del bloque crecieron 352% durante 2025, y el shale pasó a representar el 69% de las reservas probadas totales de la compañía.
En un desarrollo de esa escala, el costo por pozo y la eficiencia operativa definen la rentabilidad. Ahí se inserta la apuesta digital: la modelización de alta resolución del subsuelo y la orquestación logística son palancas para sostener una meseta sin disparar el capital. La evacuación del crudo depende, además, del Oleoducto Vaca Muerta Sur y del Gasoducto Perito Moreno, las dos vías que conectan el bloque con los puntos de exportación.
La operación de Pampa se suma a una tendencia sectorial en la que los operadores invierten en tecnologías de datos e inteligencia artificial para mejorar la eficiencia del desarrollo no convencional, una competencia que enfrenta a las plataformas de los grandes proveedores de servicios. El monto del acuerdo y su duración no fueron divulgados.