Los superpozos de Vaca Muerta, con récord de producción

Lo hizo la petrolera Exxon, en 30 días. Completaron una perforación de casi 33 cuadras de rama lateral. Otro superó en un mes los 46.000 barriles equivalentes.

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A varios años del boom de Vaca Muerta y con la experiencia del camino recorrido la mayoría de las operadoras que perforan con dirección a la roca madre optaron por un sistema bastante similar, lo que podría definirse como la receta de Vaca Muerta.

Pero en ese esquema es la norteamericana ExxonMobil la que no sólo logró alzarse con el pozo más extenso de la formación, sino que ahora también dio con una perforación que marcó el récord de 46.000 barriles equivalentes de petróleo y gas en apenas 30 días.

Los hitos alcanzados por la operadora fueron destacados por su gerente de Operaciones, Ricardo Livieres, en la V Jornada de Energía del diario “Río Negro” que se realizó este martes 29.

En el encuentro Livieres detalló la firma acaba de terminar la perforación del pozo Pampa de las Yeguas 1003 (h), el más extenso en la tierras de los no convencionales con 3.278 metros de rama lateral.

La extensión es apenas una decena de metros mayor a la que alcanzó hace un par de meses el pozo LLL 1524 (h) de YPF de 3230 metros de rama lateral, según detalló en el mismo encuentro el gerente regional del Activo No Convencional de YPF, Gustavo Astie.

Mientras desde ExxonMobil se anunció que a la brevedad comenzará la etapa de fractura de su pozo XXL, lo cierto es que la receta de Vaca Muerta que aplican la mayoría de las operadoras consiste en pozos de no más de 2.500 metros de rama lateral, con más de 30 etapas de fractura, es decir a un promedio de 75 metros cada una.

Precisamente siguiendo al pie de la letra esa receta es que Livieres detalló que dieron con el pozo Aguada de los Loros X4 (h) en donde indicó que “en 30 días alcanzó una producción de 46.280 barriles de petróleo equivalentes”.

Si bien el plazo de operaciones es aún acotado para poder trazar a ciencia cierta el nivel de productividad de la perforación en cuestión, Livieres remarcó que “en el primer mes duplicó la producción del que era el supersuper pozo, así que seguramente va a ser un megapozo”.

La referencia apunta al pozo Bajo del Choique 4 (h), en donde en 180 días la producción superó los 220.000 barriles equivalentes, siendo petróleo la mayor parte del fluido extraído.

El primer pozo súper productivo de la firma, Bajo del Choique x-2 (h) con sus 1.000 metros de rama lateral y 10 etapas de fractura mostró un nivel de producción menos, dado que no sólo entregó cerca de 12.000 barriles en sus primeros 30 días sino que al término de casi dos años alcanzó los 252.000 barriles equivalentes de petróleo y gas.

El referente de ExxonMobil planteó que “hay muchos bloques buenos en Vaca Muerta pero puedo asegurar que en los que estamos desarrollando, no somos segundos de nadie”. Y explicó que “en nuestros años de experiencia fuimos rápidamente de pozos horizontales de mediano tamaño, de 1.000, 1.500 metros, a pozos largos por los beneficios que tiene al maximizar la productividad, aumentando el drenaje del área y reduciendo los costos”.

En lo que a récord se trata, Astie detalló que mañana viernes comenzará la fractura de el XXL de YPF. En total se prevé realizar 40 etapas de fractura, a razón de un promedio de 80 metros cada una.

Astie detalló que “en este caso el costo del pozo que es récord para YPF fue de 5,9 millones de dólares”, cifra a la que ahora resta sumarle el costo de fractura y terminación. La compañía de bandera nacional se puso como objetivo reducir progresivamente los costos de los pozos para llevar el año entrante a un nivel de 8 millones de dólares por perforación.

De momento con los valores que YPF está operando rondan los 12 millones de dólares, pero Astie detalló que para este mismo año el objetivo es reducirlo a 10 millones de dólares.

En un plan en el que toman preponderancia el uso de la geonavegación, la realización de pozos más largos, que promedien los 2.500 metros de rama lateral y la mejora continua de los procesos.

En las V Jornada de Energía de “Río Negro” que se realizaron en el Casino Magic de la ciudad de Neuquén, Astie reveló que “desde 2012 junto con nuestros socios YPF ha invertido en Vaca Muerta 8.427 millones de dólares y este año la inversión prevista es de 1.883 millones de dólares”.

En el encuentro también participó el gerente general de Tecpetrol, Horacio Marín, quien explicó que luego de que el bloque Fortín de Piedra se alzara el abril pasado como el principal yacimiento productor de shale gas, con 6 millones de metros cúbicos por día, ese nivel de producción ya fue ampliamente superado y con un nivel actual de 7,5 millones de metros cúbicos por día, esperan poder duplicar su producción y alcanzar los 15 millones de metros cúbicos diarios en menos de un año.

El director general de Tecpetrol, Horacio Marín, fue quien planteó la dicotomía entre la vaca grande y la vaca chica al hablar sobre qué es lo que necesita Vaca Muerta para poder llegar a su pleno desarrollo.

Para Marín la “vaca chica” es la coyuntura y las formas en las que las operadoras pueden garantizar la colocación de la producción que tiene prevista. Pero la “vaca grande” implica para él el desarrollo masivo de la formación, en escenario en el que destacó que “tenemos que pensar en el país como exportador, y en especial en el GNL”.

Tanto Marín como Gustavo Astie por YPF y Ricardo Livieres de ExxonMobil, coincidieron en que para alcanzar un real despegue de la producción “es necesario que haya más competencia entre las operadoras, para que se incentive así la reducción de costos”.

En tanto que en la coyuntura Marín señaló que el principal objetivo es sortear la estacionalidad que muestra la demanda de gas natural y destacó que para esto “todos estamos trabajando para exportar a los países limítrofes y modular el contrato con Bolivia de importación, pero también tiene que haber capacidad de transporte que en poco tiempo va a haber problemas”.

Y detalló que “con YPF estamos trabajando en proyectos de almacenamiento, para inyectar la producción que obtenemos en verano para utilizarla luego en invierno”.

Pero Marín remarcó que “estos son paliativos, lo que necesitamos es que toda la cadena la valor logre reducir un 30% sus costos para que Argentina pueda tener precios para exportar”. “Estamos utilizando la experiencia que tiene nuestra empresa en los no convencionales y por eso trajimos a XTO a trabajar aquí”, sostuvo el gerente de Operaciones de Exxon Mobil, Ricardo Livieres. “Necesitamos bajar los costos porque un pozo lleva tanta arena como ocuparía un edificio de una manzana y 50 pisos de altura”, sostuvo el director general de Tecpetrol, Horacio Marín.

“Vamos a duplicar la producción no convencional para el 2021. Lo mismo ocurrirá con la cantidad de equipos de perforación”, planteó el gerente regional de Activo No Convencional de YPF, Gustavo Astie.

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