La petrolera nacional ya diseña un pozo sin precedentes en los desarrollos no convencionales en el segundo semestre. Pretende saldar la relación costos/producción.
Conseguir el pozo que mejor le siente a Vaca Muerta no es una tarea sencilla, pero puede ser la ecuación que destrabe el desarrollo masivo de los no convencionales en el país. Cada formación shale del mundo es distinta a otra, e incluso puede presentar diferentes condiciones en sí misma. Esto lo sabe bien YPF que ya perforó 585 pozos con destino al shale neuquino (las otras 17 compañías suman 95 perforaciones).
Ahora, según confirmó Pablo Bizzotto, gerente ejecutivo de Recursos No Convencionales de la petrolera nacional, buscarán dar un “salto de productividad” con un megapozo geonavegado. Para esto deberán llevar una vez más la tecnología local al extremo porque, por primera vez, cruzarán la barrera de los 3.000 metros de rama lateral.
Hasta ahora sólo consiguieron ir hasta los 2.600 metros horizontales y unas 35 etapas de fractura: un tope impuesto por la tecnología disponible en el país. Incluso en Estados Unidos hay pocos ejemplos que acrediten haber superado esa distancia subterránea. Ahora el objetivo de la petrolera nacional es llegar a los 3.200 metros (unas 32 cuadras).
Bizzotto explicó, durante una conferencia organizada por la Sociedad de Ingenieros del Petróleo (SPE), que el nuevo superpozo contará con unas 40 etapas de fractura. Proyectan finalizarlos en 42 días y estiman un costo final de entre 12 y 15 millones de dólares. Actualmente la petrolera nacional gasta unos 8,1 millones de dólares para sus perforaciones horizontales que, en promedio, tienen 18 etapas de fractura.
La compañía ya anota excelentes resultados desde que cambió la conducción de los proyectos no convencionales y se volcó a las perforaciones horizontales. Según lo declarado ante el ministerio de Energía en enero pasado, perforaciones como el LLL-1305(h) muestran una producción mensual de casi 700 barriles diarios de petróleo en promedio.
La firma supo reportar picos productivos de hasta 1.700 barriles diarios, pero inmediatamente después el objetivo fue sostener buenos niveles de producción por más tiempo. Es que una de las características de las perforaciones no convencionales, que entregan mucha producción inicialmente, pero luego se desinflan rápido.
La principal apuesta delineada por Bizzotto es la reducción de costos. Desde 2013 a esta parte YPF ensayó algunos pozos “extralarge”. Por ejemplo, a finales de 2015 la compañía informó lo que se denominó como la evolución del LLL-992, un pozo estelar en Vaca Muerta. La perforación costó 19 millones de dólares. Posteriormente se indicó que los siguientes trabajos demandaron entre 13 y 16 millones de dólares.
Aquellos pozos desembarcaron en El Orejano, el bloque de shale gas que la firma explota junto a Dow, y se utilizaron tecnologías que permiten realizar múltiples fracturas en una sola maniobra. Entre los beneficios apuntados se destacó la reducción en la volumen de agua y la necesidad de una menor potencia de bombeo. También se mejoró el control sobre la fractura aumentando el volumen del reservorio estimulado.
La nueva perforación tocará subsuelo en el principal yacimiento no convencional que tiene la compañía (junto a Chevron): Loma Campana y será durante el segundo semestre. En esta zona se encuentran la mayoría de los 555 pozos que YPF tiene en producción sobre Vaca Muerta. Con la caída del precio internacional del crudo, el área había entrado en una suerte de parálisis.
La actividad comenzó a recuperarse cuando petrolera nacional informó que alcanzó un breackeven para el shale oil neuquino de 40 dólares. Bizzotto aseguró que desde 2016 el 100% de las perforaciones se realizan con arena nacional, algo que permite mejorar los números de la operación.
La compañía va en busca de un costo de desarrollo (valor de mentenimiento de reservas) de 10 dólares. Consiguieron mejorar ese número desde 33,8 dólares a 13,9 dólares entre el tercer trimestre de 2015 y el cuarto de 2016. La clave fue el tiempo de realización de los pozos, alcanzando un plazo de 23 días para peforaciones de hasta 2.500 metros de rama lateral.
Hay coincidencias en señalar que la curva de aprendizaje sobre la roca madre de la Cuenca Neuquina está llevando menos tiempo del que le insumió a los ingenieros norteamericanos conocer sus resorvorios. Pero para llegar hasta el punto actual se necesitó de pruebas y ensayos. Hoy el 30% del crudo y del gas neuquino es no convencional.
Atrás quedó el plan de perforaciones verticales que marcó la primera etapa en Loma Campana y que luego YPF anotó directamente como pérdidas. El ingreso de nueva tecnología sirvió para acelerar el proceso de cambio y volcar los planes de las compañías a perforaciones horizontales.
Los grandes jugadores del mercado petrolero se apoyaron rápidamente en esa apuesta. Por ejemplo Shell informó recientemente que redujo sus costos de perforación de 14 a 10 millones de dólares para pozos de 1.500 metros de rama lateral y 15 etapas de fractura.
En tanto la norteamericana Exxon ubicó a Vaca Muerta en el portafolio global de la compañía conBajo del Choique X-2. Fue el primer superpozo en la formación no convencional neuquina y tuvo un rendimiento de unos 800 barriles diarios en los primeros meses.
Esto fue el puntapié para un nuevo proyecto piloto diseñado con el soporte de XTO, pionera del shale en Estados Unidos y adquirida por Exxon en 2009, en la que diseñaron perforaciones de más de 2.500 metros de longitud.
Ahora resta saber cuál es la medida de Vaca Muerta. El tiempo de la segunda ola de inversiones para la formación no convencional está en marcha y demandará no menos de tres a cinco años en conocerse cuál será su horizonte.
El desarrollo supera a todos los proyectos conocidos en la Cuenca Neuquina. Entrará a
la formación desde el yacimiento shale Loma Campana.
La compañía consiguió una zona de confort con pozos de 1.500 metros horizontales y 18 etapas de fractura. El costo para estos proyectos ronda los 8,1 millones.
Petroquimica
