Vaca Muerta mejora en línea recta

by • 21 septiembre, 2017 • ArgentinaComments (0)

Para explicar cómo es Vaca Muerta en una charla con amigos alguien podría decirles que piensen en una placa de mármol. Y que de allí sale petróleo y gas. Pero para completar la imagen deberían pedirles que imaginen esa misma placa de mármol pero con una superficie de unas 150 veces el tamaño de la Capital Federal y con un espesor que –en algunos sectores– llega a tener seis veces y media la altura del Obelisco.

Los geólogos parecen haber encontrado la forma de aprovechar esa roca gigante: las perforaciones horizontales. Pero ¿qué extensión y tecnologías se necesitan?

YPF es la que más sabe sobre la roca generadora de la Cuenca Neuquina. Tiene casi 600 pozos perforados en los últimos cinco años. Sin embargo recién en enero de 2016 migró su estrategia a perforaciones horizontales. Tras el “ramp up” de 2014, donde Loma Campana llegó a tener más de 20 equipos de perforación, la compañía consiguió en poco más de 18 meses mejorar la productividad de sus pozos con aumentos superiores al 23% en las acumuladas y una reducción de costos por encima del 36%.

Actualmente el bloque tiene sólo dos torres. La zona de confort para la petrolera nacional son los pozos de 1.500 metros de rama lateral y 18 etapas de fractura. El costo para estas perforaciones pasó de 11,7 millones de dólares a 8,7 millones de dólares en un año. Y según los últimos datos de la compañía consiguió perforaciones de esa categoría en 7 millones y 16 días de trabajo.

El equipo de no convencionales de YPF tiene también muy buenos resultados con pozos de 2.000 y 2.500 metros. Pero su mayor logro es un piloto de 2.715 metros de rama lateral que será fracturado en los próximos días. Sin embargo la apuesta va más allá: en 45 días iniciarán un pozo de 3.200 metros horizontales con 40 etapas de fractura y un costo de entre 10 y 12 millones de dólares.

Pero por estas horas, el pozo más largo que existe en Vaca Muerta lo completó recientemente Exxon. Se perforó en Los Toldos Sur 1 y tiene 3.000 metros de rama lateral y 40 etapas de fractura. En ese área son socios de APASA, Tecpetrol y GyP. Desde la firma norteamericana anticiparon que tienen en carpeta otros tres pozos similares en el bloque Pampa de las Yeguas junto a YPF.

Exxon se apoyó en la experiencia de su subsidiaria XTO, una de las principales compañías de los no convencionales norteamericanos. Anotaron que uno de los principales desafíos fue la disponibilidad técnica en el país. Comentaron que para esta empresa se necesitan grandes equipos de perforación, con mucha capacidad portante en el piso de trabajo, envergadura de perforación y gran potencial de bombeo.

Desde la compañía no informaron sobre los costos de la perforación.

Otro de los grandes jugadores en Vaca Muerta es Shell. La firma angloholandesa inició su plan de perforación desde cero con pozos horizontales. Comenzaron con ramas laterales de 500 metros y ahora se enfocan en los de 2.000 metros y con segmentos de entre 20 y 30 etapas de fractura. La firma consiguió colocar varios pozos entre los más productivos de Vaca Muerta.

Ante una consulta de “Río Negro Energía” indicaron que utilizan tecnologías de geonavegación, con monitoreo en tiempo real que hacen desde los centros que tienen Houston y Calgary. La incorporación de tecnología utilizada en Norteamérica, como batch drilling y plug nd perf, les permitió llegar a buenos resultados pero analizan sumar otras técnicas como camisas deslizables (que ya usan otras compañías ) y sumar zipper frac (cierre con cremallera).

Pan American Energy (PAE) tiene plan propio para los no convencionales. En su yacimiento insignia en la Cuenca Neuquina, Lindero Atravesado, terminará el año con 23 nuevos pozos en objetivos shale y tight. En la agenda se anotan pozos horizontales a Vaca Muerta en Bandurria Centro, Coirón Amargo Sur Este y próximamente en Aguada Pichana Oeste.

La compañía que conduce la familia Bulgheroni ensayará con perforaciones de 2.000 metros de rama lateral y 80 etapas de fractura. También proyectan, para Bandurria Centro donde son operadores, un pozo de 2.500 metros de rama horizontal.

Según indicaron desde la petrolera, el costo para las perforaciones de 1.500 metros de rama horizontal con 60 fracturas, con destino a Vaca Muerta, se encuentran en el orden de los 8,5 millones de dólares. Para los de 2.000 metros los valores alcanzan los 10 millones de dólares. Sin embargo los mejores resultados los obtuvieron en los pozos tight (4.500 metros finales) en los que en un año bajaron un 53% los costos para llegar a los 6,5 millones de dólares.

Otro de los competidores fuertes que desembarcó en Vaca Muerta es Tecpetrol. La petrolera del grupo Techint lanzó un agresivo proyecto de inversión de 2.300 millones de dólares para dos años. Apuesta a llegar a 10 millones de metros cúbicos de gas en el primer trimestre de 2019, es decir en 18 meses.

Trabaja con cinco equipos de perforación en Fortín de Piedra y ya terminó 20 pozos con los que espera llegar, desde 750 mil metros cúbicos, a 5 millones de metros cúbicos en los primeros meses de 2018.

Informaron que trabajan con perforaciones de 2.000 metros de rama lateral y unas 27 etapas de fractura. Utilizan el esquema de pad de cuatro perforaciones por sección.

La petrolera de capitales nacionales Pluspetrol también redefinió su plan de perforaciones para Vaca Muerta. Tras conseguir la concesión no convencional de 35 años para Centenario Centro. Sin embargo la firma ensaya con perforaciones horizontales en el promisorio bloque La Calera. Allí alcanzaron los 2.000 metros de rama lateral y esperan llegar a los 2.500 metros. Plantearon un desarrollo de 25 etapas de fracturas, con un promedio de una etapa cada 80 metros.

En números

  • u$s 7 millones es el costo para un pozo de 1.500 metros de rama lateral que consiguió YPF en los últimos meses.
  • 100 etapas de fractura tendrán los pozos de 2.400 metros que proyecta perforar PAE.
  • 219.000 barriles equivalentes de crudo produjo en 18 meses el pozo Bajo del Choique X-2. Según Exxon es uno de los mejores que tiene Vaca Muerta.

(Por Federico Aríngoli)

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