La petrolera renovó su acuerdo con la firma estadounidense Corva para incorporar copilotos digitales, analítica predictiva y agentes de inteligencia artificial en sus operaciones de perforación y fractura en Vaca Muerta. El sistema opera desde dos centros de control remoto en Buenos Aires y Neuquén.
YPF renovó su acuerdo con la tecnológica estadounidense Corva para ampliar el control remoto de sus pozos en Vaca Muerta. La nueva etapa incorpora advisors, analítica predictiva, alertas inteligentes, automatización, copilotos digitales y agentes de inteligencia artificial para asistir procesos operativos. El anuncio se realizó el 1 de septiembre tras una reunión entre el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el Executive Chairman de Corva, Dharmesh Mehta.
El sistema opera desde el Real Time Intelligence Center (RTIC) de Perforación y Workover, una sala desde la que la compañía monitorea en simultáneo hasta 20 equipos de torre y ocho sets de fractura en la cuenca neuquina, según datos difundidos por la empresa en agosto de 2025. El RTIC fue inaugurado el 13 de diciembre de 2024 en el piso 26 de la torre de YPF en Puerto Madero, a unos 1.300 kilómetros de los yacimientos. El software de Corva procesa cerca de 35 millones de datos por pozo.
En agosto de 2025 se sumó un segundo centro en la ciudad de Neuquén, de 400 metros cuadrados y 129 personas en turnos rotativos, que monitorea más de 2.000 pozos, 290 camiones y una demanda eléctrica superior a los 90 MW, con conexión satelital Starlink para más de 300 recursos de campo.
La iniciativa apunta a reducir los tiempos improductivos. Según la empresa, los sistemas dejarán de limitarse a mostrar lo que ocurre para anticipar lo que va a ocurrir, con recomendaciones que el personal evalúa antes de ejecutar. «Estamos pasando de decisiones basadas en datos a una ejecución impulsada por datos, con optimización en tiempo real y resultados medibles en perforación», declaró Mehta en abril pasado.
En abril, Phoenix Global Resources firmó en Tulsa un convenio con Helmerich & Payne y Corva para conectar el análisis predictivo con la plataforma automatizada de perforación del contratista. En julio, con el Rig 230, Phoenix perforó el pozo más rápido de su historia: demandó un 13% menos de tiempo que su récord anterior y cerró 15% por debajo del presupuesto.
Durante 2025, la velocidad promedio de perforación fue de 324 metros por día, y en octubre de ese año la petrolera marcó un récord de 540 metros diarios, con un pozo completado en 11 días y más de 3.000 metros de rama lateral. En fractura, el promedio se ubicó en 262 etapas por set al mes.