El anuncio se conoció el 1 de septiembre, tras la reunión entre el presidente y CEO de la petrolera, Horacio Marín, y el Executive Chairman de Corva, Dharmesh Mehta, y alcanza al Real Time Intelligence Center (RTIC) de Perforación y Workover, la sala desde la que la compañía sigue en simultáneo hasta 20 equipos de torre y ocho sets de fractura en la cuenca neuquina, según los datos que difundió la propia empresa en agosto de 2025.

La plataforma lleva casi dos años operando en el corazón del negocio. El RTIC se inauguró 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 que controla, y el software de Corva —una compañía con sede en Houston— es el que procesa esa información: cerca de 35 millones de datos por pozo, según el detalle que dio la compañía al inaugurar la sala. 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, es decir, las horas en que un equipo está en la locación pero no perfora, o avanza más lento de lo previsto. La apuesta del acuerdo es que los sistemas dejen de limitarse a mostrar lo que pasa y empiecen a anticipar lo que va a pasar, con recomendaciones que el personal de campo 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", definió Mehta en abril pasado, al presentar un esquema equivalente con otra operadora de la cuenca.

En abril, Phoenix Global Resources firmó en Tulsa un convenio con Helmerich & Payne y la propia Corva para conectar el análisis predictivo de la tecnológica con la plataforma automatizada de perforación del contratista, en la primera implementación de ese tipo sobre un equipo de H&P a nivel global. El sistema lee variables como el peso sobre el trépano, las revoluciones, la presión diferencial y la velocidad de penetración, y las cruza con el historial de pozos vecinos. En julio, con el Rig 230, Phoenix perforó el pozo más rápido de su historia en una de sus áreas más complejas: 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. Cada jornada que se recorta implica menos viajes de camiones con agua, arena y químicos por las rutas que conectan Añelo con el resto de la cuenca, y una rotación más rápida del equipo hacia el siguiente pad.