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La evolución de los pozos que hizo rentable a Vaca Muerta

Un análisis de Field Developments Consultants detalla los avances de cada campaña de perforación de pozos horizontales de shale oil entre 2014 y 2020.

En menos de una década, Vaca Muerta pasó de ser una fuente gigantesca de recursos inviable de extraer económicamente a convertirse en una esperanza para el país y un negocio rentable. Sin embargo aún enfrenta numerosos desafíos, muchos propios de la industria petrolera y otros tantos vinculados a la macroeconomía. La curva de aprendizaje evolucionó de forma constante y acelerada, en la medida en que se fue reconfigurando la arquitectura de los pozos.

Un informe elaborado por Field Developments Consultants (FDC) sobre los pozos horizontales de shale oil, puntualmente los realizados entre 2014 y octubre de 2020 en Vaca Muerta, detalla los avances que vienen demostrando las operadoras en el transcurso de cada campaña de perforación.

La conclusión más destacada del informe es que en 2014 todos los pozos fueron a pérdida, mientras que el 80% de los realizados el año pasado resultó rentable.

FDC estableció el pozo tipo perforado en Vaca Muerta cada año para analizar su evolución en el tiempo y llevar a cabo su evaluación económica. La evolución año a año fue la siguiente:

  • En 2014. Se perforaron cinco pozos horizontales. La longitud de rama promedio fue de 1100 metros con 13 etapas de fractura y demandó una inversión de u$s 22,5 millones. El pozo tipo tuvo una acumulada de producción de 13.800 m3 a los 365 días y una EUR de 43.000 m3 de petróleo. Todos resultaron no económicos.
  • En 2015. Se hicieron 31 pozos horizontales. La longitud de rama promedio fue de 1230 metros y el número de fracturas promedio creció a 16, con una inversión de u$s 20 millones. El pozo tipo registró una acumulada de producción de 14.900 m3 y una EUR de 60.000 m3 de petróleo. Solo dos perforaciones fueron rentables.
  • En 2016. Se hicieron 64 perforaciones horizontales, con una longitud de rama promedio de 1350 metros y 17 etapas de fractura. El pozo tipo demandó u$s 16,5 millones y mostró una acumulada de producción de 17.000 m3 y una EUR de 80.000 m3 de petróleo. Unos 35 resultaron rentables.
  • En 2017. Las perforaciones horizontales de petróleo disminuyeron a 54 pero la longitud promedio aumentó a 1550 metros y el número de fracturas creció a 23. El costo del pozo tipo bajó a u$s 13,5 millones, la acumulada de producción creció a 24.300 m3, con una EUR de 100.000 m3 de petróleo. Unos 28 pozos superaron el umbral de rentabilidad.
  • En 2018. Hubo un fuerte crecimiento en la cantidad de pozos, llegando a 84. La longitud de la rama lateral promedio se incrementó a 2030 metros con 28 etapas de fractura y una inversión de u$s 12 millones por pozo. La acumulada resultó en 27.800 m3 y la EUR de 118.000 m3 de petróleo. La mayoría de los pozos, un total de 67, resultaron económicamente viables.
  • En 2019. El número de perforaciones aumentó a 111, con una rama lateral promedio de 2115 metros y 31 fracturas. El costo del pozo tipo fue de u$s 10,5 millones y la producción anual acumulada, de 37.000 m3, con una EUR de 129.000 m3. 91 de ellos fueron rentables.
  • En 2020. Hasta octubre, se hicieron 45 pozos, con una la longitud promedio de 2215 metros y 34 etapas de fractura, con un costo de u$s9,5 millones. La producción acumulada fue de 41,500 m3 poroso y la EUR de 158,000 m3 de petróleo. 36 de los 45 pozos resultaron rentables.

De acuerdo al informe de FDC, entre 2014 y 2020 la longitud promedio de los pozos aumentó en un 103%, de 1.090 a 2.216 metros; el número de fracturas por pozo creció un 261%, de 13 a 34, lo cual trajo aparejado un crecimiento del caudal máximo de petróleo similar (265%) de 58 m3/d a 154 m3/d.

La acumulada a 365 días de producción creció un 300% de 13,800 a 41,500 m3 mientras que la EUR creció un 370% de 43,000 m3 a 158,000 m3. El porcentaje de pozos no económicos perforados por año disminuyó de un 100% en 2014 a un 20% en 2020.

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"El no convencional es una fábrica de hidrocarburos"

Pozos horizontales más extensos, más etapas de fractura y una reducción de costos por parte de las operadoras, son los principales factores que han permitido a Vaca Muerta convertirse en un negocio rentable, según la mirada del director general de Field Developments Consultants (FDC), Carlos Gilardone.

“Las empresas se han animado a disminuir el espaciamiento y a colocar más etapas de fractura por metro. Cuando arrancó Vaca Muerta, había una distancia de 110 metros entre cada etapa, y hoy está en el orden de los 45 metros. Eso genera un mayor volumen de zona estimulada, hay una mayor productividad, el pozo declina menos, pero como contrapartida hay una interferencia más temprana entre fracturas”, señaló Gilardone a +e.

“Este es un juego económico. El no convencional es una fábrica de hidrocarburos, que toma plata prestada, la reinvierte y genera un diferencial de tasa. Es distinto a la dinámica de los yacimientos convencionales donde se juntaba plata, se exploraba y, si había un hallazgo, esa inversión se multiplicaba”, explicó el consultor .

En ese sentido, es clave la eficiencia alcanzada por las operadoras en los últimos años, “porque si a los pozos de ahora le ponés un capex del principio, de 22,5 millones de dólares, no van a ser rentables. Pero con un capex actual de 9,5 millones se puede recuperar la plata en un año y medio o dos”, indicó.

“Eso tiene que ver mucho con la logística y el acortamiento de tiempos de perforación y terminación. Tecpetrol, por ejemplo, demostró que todos los procesos son optimizables”, agregó Gilardone, y puso en relieve la necesidad de generar contratos a largo plazo con las empresas de servicios a cambio de reducción de tarifas; mejorar aspectos logísticos de la cadena de valor y consensuar nuevos esquemas laborales entre empresas y gremios, entre otras cuestiones centrales para lograr la competitividad de Vaca Muerta en los mercados internacionales.

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