La corporación internacional de servicios petroleros Halliburton formalizó la firma de un acuerdo estratégico de carácter plurianual con la operadora independiente Pampa Energía, destinado a diseñar e implementar un programa integrado de transformación digital en sus activos no convencionales ubicados en la formación de esquisto de Vaca Muerta, Argentina.

La iniciativa tecnológica apunta a estructurar una plataforma informática escalable que brinde soporte a la estrategia de expansión de la empresa energética, promoviendo la consistencia operativa y el fortalecimiento de los mecanismos de toma de decisiones en los equipos técnicos de subsuelo y operaciones de superficie.

De acuerdo con las especificaciones del programa suscripto, los frentes de trabajo conjuntos abarcarán la ejecución de tareas de orquestación digital, el desarrollo de modelados de yacimientos de alta resolución, la optimización de los flujos logísticos y la gestión de la eficiencia energética en las locaciones. La arquitectura del sistema asocia de forma analítica la gobernanza de datos, la automatización de procesos y los modelos científicos validados, con el objeto de agilizar los plazos de procesamiento de información y maximizar el valor de los recursos recuperables en el bloque no convencional. Al respecto, el vicepresidente sénior de Landmark (Halliburton), Tony Antoun, evaluó el alcance de la articulación corporativa: “Esta colaboración busca transformar la toma de decisiones y la ejecución, convirtiendo la información en resultados de manera efectiva. Al integrar datos confiables, ciencia comprobada e inteligencia artificial de nivel industrial en los flujos de trabajo de los equipos, podemos ayudar a Pampa Energía a pasar de la información a la acción con mayor rapidez y a impulsar su estrategia de crecimiento en Vaca Muerta con confianza”.

El despliegue de esta infraestructura digital se instituye como un vector de soporte crítico para los objetivos volumétricos de mediano plazo delineados por la operadora local. Pampa Energía mantiene bajo desarrollo planes corporativos orientados a incrementar de manera progresiva sus niveles de extracción hasta alcanzar una meta de producción de 45.000 barriles diarios para el horizonte del año 2027. De forma precavida, los cuadros técnicos del sector consideran que la disponibilidad de herramientas de análisis predictivo y control de eficiencia de capital resulta indispensable para mitigar los riesgos operativos asociados a la aceleración de las campañas de perforación horizontal, sentando de manera previsible las bases regulatorias y de ingeniería para futuras expansiones a medida que se incremente la densidad de los frentes de explotación en la cuenca.