El 61% de los equipos están en la cuenca neuquina . De acuerdo a un informe privado dentro de la industria, en marzo de este año se registraron 59 equipos de perforación y fractura , la misma cantidad que el mes pasado. Sin embargo, son dos equipos menos que en diciembre de 2023. La ventana del gas empieza a ser el objetivo de las operadoras, ya que en diciembre, 12 equipos estaban asociados al gas y 46 al petróleo. 

Esta vez, en marzo se sumó un equipo más para la extracción gasífera, y llegó a 13 rigs activos, y se cayeron 9 de la ventana del crudo, por lo que quedaron 37 en todo el país. La concentración de los equipos está principalmente en la cuenca Neuquina, donde está la producción de gas y petróleo no convencional más grande de Latinoamérica, y es el sendero que marcó el país para revertir el déficit energético, desde la provincia de Neuquén como faro. Según el informe, , 3 menos que en diciembre. En tanto que en la cuenca del Golfo en Chubut, donde se extrae el petróleo convencional, en marzo se registraron 19rigs activos, 2 más que en el último mes del año pasado. 

En tanto que los datos de la industria destacan la presencia de 4 equipos más en le Cuenca Austral del país. En cuanto a las operadoras, YPF sigue liderando la cantidad de rigs activos en todo el país, con una fuerte presencia también en Vaca Muerta: cuenta con 25 (uno menos que en diciembre) de los 59 equipos instalados en todas las cuencas. 

En segundo lugar está Pan American Energy (PAE) que tiene 12 (4 menos que en diciembre) rigs activos en el país y la lista se completa con Compañía General de Combustibles (CGC) con 4 equipos, ), Tecpetrol (3), Vista (3), Capex (2), Pluspetrol (3), Chevron (1), Pampa Energía (1), Phoenix (1) y otras compañías (4). En cuanto a las empresas proveedoras de los equipos, se contabilizan de la siguiente manera hasta enero de 2024: DLS con11 equipos, Nabors con 9, HP (7), San Antonio Internacional (7), PAE (5), Peterven (5), YPF SP (5), Aconcagua (1) mientras que otras empresas tiene activos 9 equipos en las cuencas. Por otra parte, en cuanto a los equipos defractura, que son los que llevan el tiempo de la producción en Vaca Muerta específicamente, el informe contabiliza que en abril hubo 10 equipos de fractura activos, ya que se sumó un equipo de Tenaris en marzo 2024. 

La operadora Exxon volvió a fracturar luego de casi 2 años ya que su último registro de actividad era de mayo 2022, utilizando el equipo Halliburton. Además, durante este mes, YPF operó con los dos sets de fractura que tiene Halliburton, uno de SLB y parcialmente con uno de Weatherford.