YPF avanza con tecnología inédita para monitorear fracturas en Vaca Muerta

Gracias a esta tecnología, los equipos de YPF pudieron obtener información directa y en tiempo real sobre la actividad subterránea, lo que representa una ventaja frente a métodos indirectos como trazadores químicos o análisis de presión diferida.

Mitigación de riesgos: detectar frac-hits en tiempo real

Uno de los principales aportes de esta innovación es la capacidad de detectar y reaccionar frente a eventos de frac-hits, que ocurren cuando una fractura hidráulica impacta en un pozo adyacente. Estos fenómenos pueden provocar variaciones de presión, dañar instalaciones y afectar el rendimiento del yacimiento.

Durante esta experiencia, YPF identificó 40 eventos de este tipo sin que se produjeran interrupciones en el flujo de trabajo. La lectura inmediata de los datos permitió mantener la continuidad operativa y evitar medidas correctivas posteriores.

El sistema también ofrece un panorama más preciso sobre cómo se distribuyen los esfuerzos de fractura en el subsuelo, lo cual es clave para diseñar nuevas etapas con mayor eficiencia.

Una innovación dentro del Plan 4x4

La incorporación de esta tecnología se enmarca dentro del “Plan 4x4”, una estrategia de transformación lanzada por YPF para acelerar su evolución hacia un modelo de producción enfocado en recursos no convencionales. El plan contempla mayor digitalización, mejoras en eficiencia operativa y adopción de herramientas tecnológicas de última generación.

Las pruebas se realizaron en la cuenca neuquina, en bloques estratégicos como Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur, donde YPF concentra la mayor producción de shale oil del país.

De acuerdo con datos internos, el espaciamiento promedio entre pozos para evitar interferencias es de entre 200 y 250 metros. La aplicación de fibra óptica busca optimizar esa planificación a partir del análisis de datos precisos recogidos durante la operación.

Vaca Muerta en expansión

Esta implementación llega en un momento de crecimiento sostenido en la actividad de fractura hidráulica en Vaca Muerta. En mayo de 2025 se registró un récord mensual de 2.588 etapas, según datos de la consultora NCS Multistage. De ese total, 1.333 fueron solicitadas por YPF, lo que representa el 60% de las fracturas realizadas en el mes.

Tres empresas de servicios ejecutaron estas tareas: Halliburton (580 etapas), SLB (476) y Calfrac (277), reafirmando el liderazgo de YPF en la formación no convencional más relevante del país.

Aplicación industrial y reducción de costos

El sistema de fibra óptica descartable es ideal para entornos donde no se justifica el uso de cables permanentes. Su diseño permite soportar condiciones de alta presión y temperatura sin comprometer los componentes del pozo. Al degradarse tras su uso, no requiere tareas adicionales de extracción, lo que reduce tiempos y minimiza riesgos operativos.

Los datos obtenidos permiten mejorar el diseño de futuras etapas, al entender con mayor precisión el comportamiento de cada fractura en relación con las formaciones geológicas adyacentes.

YPF dio un paso clave en su estrategia de innovación operativa al utilizar por primera vez fibra óptica descartable para monitorear fracturas hidráulicas en Vaca Muerta. La incorporación de esta tecnología permitió a la petrolera realizar un seguimiento en tiempo real de los procesos de estimulación sin registrar incidentes ni demoras, según informó el presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín.

La técnica fue aplicada en 27 etapas de fractura y permitió detectar 40 eventos de “frac-hits”, es decir, interferencias entre pozos cercanos. Estas situaciones pueden afectar tanto la productividad como la integridad estructural de las instalaciones, por lo que su detección temprana se considera estratégica. “Es un nuevo avance en nuestra transformación tecnológica para seguir consolidando a YPF como una compañía líder en eficiencia e innovación”, expresó Marín a través de LinkedIn.

¿Qué es la fibra óptica descartable y por qué marca un hito?

La fibra óptica descartable funciona como un sensor de alta sensibilidad que mide variables como presión, temperatura y señales acústicas generadas durante la fractura. A diferencia de otros métodos más costosos o complejos, se trata de una solución de un solo uso que se degrada al finalizar el proceso.

El sistema, provisto por la firma Halliburton mediante su tecnología ExpressFiber, está diseñado para pozos horizontales de gran extensión, de hasta 9.100 metros. La fibra puede ser bombeada antes o durante la operación, y luego es eliminada sin necesidad de recuperar el material, lo que reduce tiempos y costos.