Si bien hace más de un siglo que se producen hidrocarburos en Argentina, el inicio de la perforación hacia Vaca Muerta abrió todo un nuevo camino hacia un tipo de producción desconocida. En ese proceso se fueron ensayando varios modelos de pozos, varias formas de cómo encarar la roca madre de los hidrocarburos, y todo indica que las operadoras han dado en la tecla justa con la “receta” de pozos que desde hace un par de años se viene aplicando ya que lograron multiplicar la producción con una menor cantidad de nuevos pozos.
En la industria petrolera se habla de curva de aprendizaje para referirse a este proceso de ir aprendiendo cómo hacer que cada pozo no solo cueste menos, sino que también produzca más.
En ese proceso la experiencia que se iba ganando en los desarrollos shale de los Estados Unidos permitió que se probaran y adaptaran al shale patagónico nuevas técnicas de forma mucho más rápida que lo logrado en el país del norte.
Allá por 2011 cuando comienza la perforación hacia Vaca Muerta los pozos eran verticales, se utilizaban para la fractura no solo arenas importadas de primera calidad, sino incluso arenas de cerámica cuyo costo hoy parece obsceno.
Hacia fines del 2015, apenas cinco años después, la receta tuvo el primer gran cambio cuando se comenzaron a realizar los primeros pozos horizontales, o mejor dicho, pozos con ramas horizontales que permiten que las fracturas estén en contacto con una mayor cantidad de superficie impregnada de hidrocarburos.
Desde entonces, año a año las ramas laterales se fueron extendiendo, pasaron de 1000 a 1500 metros en 2017, y ya para el 2018 eran muchos los pozos que contaban con ramas de 2500 metros de extensión.
Este cambio se evidencia en el hecho de que hoy es escasa la producción que proviene de los pozos verticales que se perforaron en los primeros años de la formación.
En 2018 se introdujo otra mejora a la receta de Vaca Muerta, que fue el uso intensivo de agua y arena por cada etapa de fractura, o más correctamente dicho, la técnica de High Density Completion.
Las arenas ya habían dejado de ser mayoritariamente importadas y con el desarrollo de las canteras de Chubut y Entre Ríos creció el uso de estos agentes sostén.
Las empresas comenzaron entonces a buscar mejorar aún más la receta. Y fue así que las ramas laterales siguieron extendiéndose y además las etapas de fractura fueron achicando su distanciamiento y elevando su cantidad promedio por pozo.
Los pozos extra largos que se perforaron como una suerte de prueba no fallaron y son precisamente los que más producción acumulan en la formación.
El año pasado, con el impacto generado por la pandemia no solo en el país sino en especial en la industria petrolera, las autoridades de YPF adoptaron una suerte de leitmotiv: “la meta es hacer más con menos”.
Y esto es lo que la receta de los pozos de Vaca Muerta está permitiendo, que con una menor cantidad de pozos y con una menor inversión general, la producción crezca.
En un reciente informe de la consultora G&G Energy Consultants que conduce Daniel Gerold, se destacó este avance en la productividad de los pozos en el segmento del gas natural.
“Un ejemplo claro es que la producción de gas de Cuenca Neuquina, que en agosto-septiembre casi llega a saturar la capacidad de recepción de gas con destino al mercado interno, se alcanza con una cantidad de pozos inferior al del máximo alcanzado en el invierno 2019”, plantearon y detallaron que “el número de pozos conectados en enero-julio 2021 llega a 168 en Cuenca Neuquina, con un incremento del 95,3%, y una reducción sensible de 32,5% respecto a 2019, que muestra que el boom se circunscribe a un excelente avance en productividad por la mayor complejidad de pozos horizontales de ramas laterales cada vez más extendidas en promedio”.
Precisamente la consultora detalla que en los últimos 12 años, la extensión promedio de pozos aumentó un 6,1% anual normalizado en todo el país, pero fue en los pozos de la cuenca que concentra a Vaca Muerta en donde el incremento en estos es del 11 % anual.
“Las ganancias de productividad en Cuenca Neuquina en perforación de pozos con objetivos no convencionales, logran incrementos de producción sin mayor incremento en la perforación de pozos”, sintetiza el informe, que marca que la meta fijada por compañías como YPF se alcanzó.
Pero aún hay más. La reactivación que desde hace algunos meses puede observarse en Vaca Muerta tiene tras de sí algunos signos de pregunta, ya que si bien los niveles de producción están en valores récords, no sucede lo mismo con las inversiones ni con la cantidad de equipos en actividad.
Pero precisamente esa diferencia es la que permite la mejora de la productividad, un cambio que además se da acompañado por todas una serie de avances en la eficiencia de tareas tan complejas como la fractura de pozos.
Para el country manager de la firma NCS Multistage, Luciano Fucello, estos cambios que se están viendo podrían permitir alejar los nubarrones que desde muchos sectores de la industria se veían en el corto plazo sobre Vaca Muerta cuando finalice la conexión de los pozos que habían sido perforados previamente, los denominados pozos DUCs.
En concreto, la preocupación era que de no sumarse más equipos de perforación para aumentar la cantidad de pozos perforados, los sets de fractura deberían frenar el acelerado ritmo que vienen teniendo de trabajo, con más de 950 etapas de fractura por mes.
Pero Fucello advirtió que ese cuello de botella podría no darse ante la nueva receta, ya que indicó que “pozos más largos y etapas con menos distanciamiento, están llevando al equilibrio de equipos de perforación y la cantidad de etapas de fractura que se vienen realizando”.
La curva de aprendizaje de cómo operar el subsuelo de Vaca Muerta parece estar en su mayor esplendor, haciendo que ahora el desafío sea lograr brindar las condiciones del nivel de la tierra hacia arriba para que lleguen a la zona las inversiones necesarias.
El desarrollo de Vaca Muerta partió un gran punto a favor que era que los recursos shale se encuentran justo debajo de los yacimientos convencionales de Neuquén, permitiéndoles utilizar las instalaciones construidas en las décadas anteriores.
Ese punto de partida marcaba también que, para explotar el enorme potencial de Vaca Muerta, era necesario crear nuevas infraestructuras, de tratamiento pero también de transporte de gas y petróleo.
A poco más de una década del inicio de la perforación hacia la formación no convencional, el shale oil y shale gas siguen fluyendo por los mismo ductos que fueron construidos hace décadas, y la amenaza de los cuellos de botella ya golpea a la puerta.
44,3 millones de metros cúbicos de shale gas se produjeron en agosto.
Es necesario un nuevo gasoducto para llevar más gas desde la formación al resto del país, para consumo o para su industrialización. En el corto plazo puede avanzarse con el parche de ampliar por medio de loops las actuales líneas, algo que ya está en marcha en el segmento del petróleo a través de Oldelval.
Pero si lo que se busca es tener una Vaca Muerta grande, una que verdaderamente genere saldos exportables que mejoren la balanza no solo energética sino también comercial del país, es hora de empezar a tender nuevos ductos.
Hacia Chile existen viejas líneas que se vinculan a la Cuenca Neuquina y que tanto en gas como en petróleo -si se termina de acondicionar el oleoducto Trasandino- la alternativa del corto plazo es utilizar estos sistemas para exportar una parte de la producción.
Es que de no aprovechar el momento para las exportaciones, el boom que experimenta en estos meses Vaca Muerta se frenará y difícilmente pueda reactivarse fuera de un contexto internacional tan alentador como el actual. (RN)
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