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Los superpozos mandan más mensajes

Suba de producción. Las petroleras siguen optimizando sus resultados en los campos de shale. Además de hacer ramas laterales más largas, lograron mejorar la productividad por metro.

El semidesierto que define esa gigantesca meseta por tramos desolada que caracteriza a las áreas de Vaca Muerta es el escenario de un avance silencioso. Es por momentos también una carrera. Y hasta un juego de ajedrez entre las petroleras. Se trata de cómo los extensos pozos de shale oil están logrando mejores rendimientos a partir de la modificación de sus diseños. Uno de los últimos hitos lo consiguió Vista Oil & Gas. El presidente de la compañía, Miguel Galuccio, informó esta semana que los pozos del área Bajada del Palo habían alcanzado una producción tal que, a partir de “un nuevo diseño”, permitirían aumentar en un 50% un rendimiento que estandariza la vida útil de una perforación: se trata del EUR, o dicho de otro modo, qué cantidad de barriles de crudo se podrá obtener de un pozo al término de su vida útil, en torno a los 25 años.

Es la ecuación central, que en la proyección a largo plazo inclinará la balanza acerca de qué tan redituable es una operación determinada en un área petrolera cualquiera.

Vista asegura que logrará sacar, con la tecnología de hoy, 1,5 millones de barriles de sus pozos en un área que se transformó en un puñado de meses en la segunda de mayor producción no convencional de toda la Cuenca Neuquina, solo con 12 pozos.

¿Cómo dio el salto? La empresa, con sus últimos resultados, dejó en claro que se anota en la carrera de los pozos horizontales más largos de la Cuenca Neuquina, a la que le suma el segundo mejor rendimiento de petróleo por metro de rama horizontal.

Esto es, cuánto puede obtener por cada metro de perforación, una relación determinante a la hora de evaluar la productividad por pozo.

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Mientras YPF obtiene 31,25 barriles por metro cada mes en uno de sus mejores pozos, Vista hoy consigue unos 25,82, tal como lo muestra el gráfico que acompaña esta nota.

Su nuevo pozo tipo es de 1520 MBOE para pozos con 2800 metros laterales y 47 etapas de fractura, por encima de los 1079 MBOE en nuestra curva de tipo anterior, que fue de 2500 metros de rama lateral y 34 etapas de fractura.

Las perforaciones de Vaca Muerta vienen dando saltos consecutivos año tras año en la extensión de las ramas horizontales, con empresas que han explorado los beneficios de hacer “superpozos” cada vez más extensos, lo que abre en buena medida la posibilidad de concretar más etapas de fractura.

Pero, como suele decirse en la industria petrolera, cada yacimiento puede ser una historia diferente. Así, la mayor longitud de esos pozos no solo guarda relación con la posibilidad de hacer más fracturas, sino que también se vincula a la caracterización geológica de un área determinada de Vaca Muerta. YPF, la empresa que más avanzó en las áreas de shale neuquinas, llegó a perforar a finales de 2018 un pozo de 3200 metros en Loma Campana. Esa perforación había alcanzado 40 etapas de fractura.

Yendo más hacia atrás en el tiempo, en 2016 la extensión máxima para un pozo promedio de la principal petrolera del país era de 1500 metros. Dos años después, era de un kilómetro más.

Anteriormente, en 2014, hacía 14 etapas de fractura por cada pozo. En cuatro años llegó a multiplicar por cuatro la cantidad de etapas de fractura, un indicador central para saber cuánto va a rendir una perforación del segmento no convencional.

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Pero no son las únicas empresas que hacen los deberes en la optimización de sus operaciones: ExxonMobil también llegó a perforar pozos de ramas laterales que alcanzaron los 3200 metros, en algunos de sus primeros testeos para ganar más experiencia en sus áreas.

Al fin de cuentas es parte de lo que pudieron hacer en ese trayecto en el que las variables internas juegan un rol central: tratan de ser mejores junto a las torres de perforación, en un intento por atenuar el impacto de los costos de transporte y la lejanía de insumos básicos, como la arena para las fracturas, a la espera de mejoras estructurales en la infraestructura.

Está claro que sin estos antecedentes, las gigantes mundiales que incluso este año continuaron invirtiendo, no habrían puesto sus ojos en el desarrollo no convencional y todas sus posibilidades.

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¿Cuánto crudo sale de un pozo en 25 años?

En la industria petrolera hay una medida que da uno de los indicadores que siguen muy de cerca las petroleras: se trata del EUR, una sigla que define la cantidad de petróleo que un pozo perforado ofrecerá al final de todo su ciclo.

Es, dicho de otro modo, la cantidad de crudo que una operadora obtendrá luego de 25 años de haberlo perforado.

Esta semana, Vista Oil & Gas manifestó que espera que en Bajada del Palo, de los mejores pozos que conectó a producción este año, terminen produciendo en este lapso 1,5 millones de barriles.

Para tener una dimensión de lo que significa, todas las cuencas productoras del país producían unos 515.000 barriles diarios antes de la pandemia.

Los pozos de vista producirán tres veces eso a lo largo de todo su ciclo de vida.

Ante una consulta, los equipos técnicos de Vista Oil consultados informaron que “el aterrizaje de los pozos y su geonavegación por niveles y el diseño optimizado de estimulación” son claves en este momento de conocimiento del área.

“Nuestro modelo de trabajo implica una mejora continua, a partir de un buen modelo geomecánico, el entendimiento de la petrofísica de cada nivel de la formación”, sumado a “un buen modelado de la estimulación y una buena simulación de la productividad por pozos”.

Para la compañía, esta suma de factores implicó que “el resultado está a la vista”. “Con tan solo 12 pozos, logramos tener los mejores pozos de Vaca Muerta”, indicaron.

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