El detalle de cómo operan las petroleras en Vaca Muerta y las claves del año récord
Una radiografía de la actividad no convencional en la formación. Diseño de pozos, fracturas, conexiones y productividad. Qué trabajos realizaron en el último año.
Cada cuatro años, la política mete una pausa en el desarrollo petrolero. (Foto: Matías Subat)
La fotografía de cómo operan las petroleras de Vaca Muerta en la actualidad muestra los avances en términos de eficiencia y explica cómo se gestan los incrementos en la producción que se ven mes a mes en los reportes oficiales. En general se ven pozos más largos y más fracturados y en casi todo el año se registró un nivel de actividad intenso.
Entre enero y septiembre de este año, las empresas de la cuenca neuquina terminaron unos 251 pozos de petróleo y gas. A nivel interanual la producción de shale se amplió en 84.000 barriles por día y 10 millones de metros cúbicos diarios.
Los datos de este artículo son oficiales y pertenecen a la secretaría de Energía de Nación. Fueron recopilados por en un informe especial que elaboró la consultora especializada en el sector Economía y Energía (E&E), que conduce Nicolás Arceo. También se utilizó información procesada por Energía On.
El diseño de pozos que explica la productividad
Con el paso de los años, las petroleras de la formación metieron mano en el diseño de sus pozos y sus cambios explican gran parte del incremento en la productividad que se logró en el último tiempo. Tanto en gas como en el petróleo se ven ramas laterales extensas con una mayor cantidad de fracturas.
Según la información que recopiló la consultora de la secretaría de Energía, la longitud promedio de las ramas laterales de los pozos de petróleo shale este año alcanzó los 2.582 metros. Además la mayoría registró 40 etapas de fractura con una distancia entre cada una de 64 metros.
En números
- 2582
- metros de longitud promedió la rama lateral de los pozos de shale oil este año. Las de gas en 2.592 metros.
Estos tres datos marcan factores inéditos en la historia de la formación: por un lado se trata de las ramas laterales para pozos de crudo promedio más extensas hasta la fecha. Pero también la mayor cantidad de fracturas separadas por la menor distancia vista hasta ahora.
Vale señalar que hay diseños de pozos que tienen ramas laterales de más de 4.000 metros, pero no es el promedio de la cuenca.
Para tener en cuenta, entre 2019 y 2022, la longitud de la rama horizontal registró un incremento promedio de casi 400 metros. Además las fracturas aumentaron en 8 y se redujo 5 metros la distancia entre cada una.
En el segmento del shale gas las ramas laterales de los pozos son un poco más extensas y promediaron los 2.592 metros de longitud. En la mayoría de los casos hacen 45 etapas de fractura distanciadas entre unos 68 metros cada una.
Nuevamente acá se ve que las ramas horizontales alcanzaron su máximo registro en longitud y cantidad de fracturas, mientras que la distancia entre cada una se achicó. La rama lateral se incrementó en promedio casi 450 metros, entre los años 2019 y 2022.
«La mejora en la productividad en los pozos de petróleo y gas obedece al incremento en la longitud de la rama horizontal y al aumento en la cantidad de fractura por pozos», dice la consultora.
Pozos terminados en la Cuenca Neuquina
Entre enero y septiembre de este año se terminaron 251 en la Cuenca Neuquina: de ese total 182 fueron de petróleo y otros 69 de gas.
En el caso del crudo es el registro más alto desde los primeros nueve meses del 2019, cuando se terminaron 188 pozos. Además es más bajo que lo se vio en el mismo período de 2018 (191) y 2017 (278).
Sin embargo, es necesario remarcar que la productividad por pozo se incrementó exponencialmente en los últimos años, lo que implica que con menos pozos se logra mayor producción. Veamos en detalle: la productividad por pozo entre 2017 y 2022 se incrementó cerca de un 110% y específicamente entre 2019 y la actividad un 26%.
La diferencia de cantidad entre año y año también responde a las estrategias de las operadoras en cuanto al stock de pozos que crear, algo que este año volvió a cobrar ritmo.
En el segmento del shale gas, durante los primeros nueve meses del año, se terminaron 69 pozos productivos de gas natural. Es el registro más bajo de los últimos 5 años, y está directamente relacionado con la saturación en la capacidad de transporte.
Lo mismo que se marcó en el crudo respecto a la productividad también se ve en el caso de gas. Cada pozo nuevo que se perfora en la formación alcanza niveles más altos que los anteriores, lo que se traduce en mores costos.
Cantidad de conexiones Vaca Muerta
Las petroleras de Vaca Muerta conectaron 280 pozos de shale durante los últimos 12 meses. Un número dividido en más de un 70% por pozos de petróleo y casi un 30% de gas.
Algo similar a lo que se ve en la producción, es que en las seis principales áreas productoras de crudo concentraron el 75% del total de pozos conectados, mientras que en el gas el 80%.
En el caso del petróleo de Vaca Muerta, las tres principales áreas que reportaron más conexiones en los últimos 12 meses fueron Loma Campana y La Amarga Chica de YPF, con 46 y 38, respectivamente, y el podio lo completó Bajada del Palo Oeste de Vista con 20.
En lo que hace al gas, las áreas que mayor cantidad de conexiones registraron fueron Fortín de Piedra de Tecpetrol con 17, Rincón del Mangrullo de YPF con 13 y Aguada Pichana Oeste de Pan American Energy.
Shale: producción y actividad
Los últimos datos disponibles de producción a la hora de elaborar este informe son los de septiembre pasado, recién este domingo se conocerán los de octubre. Sin embargo, para graficar el salto en las extracciones alcanzado y dónde está la zona caliente de la formación son más que suficientes.
Como primer punto se puede marcar que entre septiembre de 2021 y 2022 se registró un aumento del 84.000 barriles de petróleo shale por día y de unos 10 millones de metros cúbicos de gas diarios. No hay cuenca en el país que haya registrado un aumento interanual de estas características, incluso la mayoría mostró declinos.
En el caso del crudo, casi el 80% de ese crecimiento se debió al aumento de la producción de 5 áreas de la formación. La particularidad acá es que entre esas 5 áreas no están algunas de las que tienen mayor producción como La Amarga Chica (2), Cruz de Lorena (5) y Lindero Atravesado (6).
Un dato para subrayar en el segmento del shale oil, es que más del 50% del salto en las extracciones se verificó en áreas que opera YPF.
«El crecimiento en el segmento del gas se debe casi exclusivamente al aumento de la producción en 5 áreas«, señalan desde E&E. En este caso hay 4 de esos bloques que están entre los principales 6 productores del gas de Vaca Muerta: Aguada Pichana Oeste (5), Aguada Pichana Este (3), Fortín de Piedra (1) y Rincón del Mangrullo (2).
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