El gráfico compara equipos de perforación (rigs) versus sets de fractura (frac sets) en EE.UU y muestra una tendencia clara: el shale maduro necesita menos rigs por cada set de fractura (de 3,7 a 2,7). Vaca Muerta está en 2,8. Traducido: no alcanza con perforar pozos; la capacidad de fractura (que ya trabaja cerca del límite 24/7) es la que termina definiendo el ritmo real.
En Vaca Muerta hay una idea que se repite en cada conversación de campo: “hay actividad, hay rigs, hay anuncios… pero ¿por qué a veces no se siente el mismo ritmo en producción?”. La respuesta suele estar en un indicador simple que el sector usa como termómetro: cuántos equipos de perforación hay por cada set de fractura. Puede sonar técnico, pero se entiende fácil si lo bajamos a tierra y lo decimos en criollo: perforar es hacer el pozo; fracturar es encenderlo para que produzca. Si se perfora más rápido de lo que se puede fracturar, se acumulan pozos esperando completación. Y ahí se traba el sistema.
El gráfico que acompaña esta nota (titulado “US drilling rigs vs frac sets”) muestra esa lógica con números de Estados Unidos, el shale más maduro del mundo. La primera lectura está arriba del todo: la relación “rigs por frac fleet” (rigs por set de fractura). En 2010, el ratio era de 3,7. En 2025 cae a 2,7. ¿Qué significa en criollo? Que con el paso del tiempo el shale fue quedando más “gobernado” por la fractura: cada set de fractura se volvió el recurso más crítico, y el sistema se organizó para que con menos rigs por set se sostenga el desarrollo sin desfasajes.
La segunda lectura del gráfico está en el medio y compara volumen “crudo” de actividad: por un lado, la cantidad de rigs horizontales en tierra (equipo que perfora) y, por otro lado, la cantidad de frac fleets o sets de fractura demandados (equipo que completa). Ahí se ve que ambos números suben y bajan con los ciclos (precio, inversión, estrategia), pero lo importante no es solo el sube y baja: es que, aun cuando el sistema se reacomoda, el ratio de largo plazo tiende a bajar. En otras palabras: no es solo un ciclo; es un cambio estructural de cómo se ejecuta el shale a medida que madura.
La tercera lectura está abajo: el gráfico muestra la tendencia de intensidad de arena (proppant) por pie de lateral. Este punto es fundamental para entender por qué baja el ratio rigs/sets. En shale moderno, los pozos no son “más de lo mismo”: cada vez se estimulan más, con diseños más exigentes. Y eso tiene un efecto directo: la fractura “consume” más tiempo y más logística por pozo (arena, químicos, bombeo, mantenimiento, camiones, coordinación). Entonces, aunque la perforación pueda escalar, la fractura suele encontrar antes un límite operativo.
Ahí aparece el dato que nos toca de lleno: Vaca Muerta está hoy en 2,8 equipos de perforación por cada set de fractura. Es prácticamente el mismo terreno que muestra EE.UU en 2025 con 2,7. Y esa similitud es una señal potente: Vaca Muerta está funcionando como un shale que entra en fase madura, donde el ritmo se define cada vez más por completación.
¿Por qué se espera que el ratio siga bajando, como plantea el texto que acompaña el cuadro? Hay tres razones claras. La primera: laterales más largos. Un pozo con lateral más largo suele demandar más etapas, más arena y más tiempo de set, es decir, más “carga” sobre el eslabón de fractura. La segunda: una tendencia a reducir DUCs. Los DUCs son pozos perforados pero no fracturados; funcionan como un “stock” que permite sostener actividad aunque cambie el ritmo de perforación. Si ese stock se achica, el sistema necesita estar más sincronizado: lo que se perfora se debe fracturar más cerca en el tiempo, y eso pone más presión sobre los sets. La tercera: la eficiencia de fractura ya está cerca del techo. El propio texto del cuadro lo resume bien: la eficiencia ronda niveles muy altos y el límite final es físico y organizacional: 24 horas por día. No se puede inventar un “día de 30 horas”. Entonces, cuando querés crecer en actividad, llega un punto en que no te alcanza con “hacer más rápido”: necesitás más capacidad de completación o una logística tan aceitada que reduzca al mínimo las paradas.
En E360° lo traducimos así: si el shale quiere sostener crecimiento sin frenar, el foco deja de estar únicamente en “cuántos rigs hay” y pasa a estar en “cuánta capacidad real de fractura y logística hay para poner pozos en producción de manera continua”. Esto explica por qué la conversación de la industria se vuelve cada vez más práctica: disponibilidad de sets, turnos, mantenimiento, arena, transporte, campamentos, repuestos, coordinación de servicios.
Y acá entra la mirada regional. Aunque las fracturas se hagan mayormente en Neuquén, cuando la fractura marca el paso se acelera todo lo que está alrededor y se siente en la Norpatagonia: camiones, arena, bases operativas, metalmecánica, mantenimiento, rotación de personal, servicios especiales. Para Río Negro, esto no es un concepto abstracto: es parte de la economía real que se activa cuando el shale sube un cambio, porque la cadena logística y de servicios opera a escala regional.
La conclusión del gráfico —y del dato de Vaca Muerta— se puede resumir en una frase: en shale no alcanza con perforar; hay que fracturar para producir. EE.UU muestra una tendencia de largo plazo a bajar el ratio rigs/sets porque la fractura trabaja cerca del límite 24/7 y los pozos son cada vez más exigentes. Vaca Muerta, con 2,8, ya está jugando ese mismo partido. Por eso, si el objetivo es sostener crecimiento, la pregunta clave para 2026 y adelante no es solo “cuántos pozos se perforan”, sino cuántos se pueden completar y poner a producir sin interrupciones, con logística ordenada y costos controlados.
