Energía Producción

El ajuste en los yacimientos de Vaca Muerta

Las principales operadoras en Vaca Muerta aplican sus recetas para reducir un 30% los costos de perforación en los dos próximos años.

07 jun 2018 - 00:00

Vaca Muerta es para nosotros como un hijo: primero le enseñamos a hablar, después a caminar y así va”. La frase le corresponde al gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, pero más allá de lo pintoresca, refleja el actual estado de los desarrollos no convencionales en donde tras transitar la curva inicial de aprendizaje, las operadoras se enfrentan en estos días con el desafío de reducir los costos de producción para permitir el despegue de todo su potencial.

En los albores del desarrollo de los no convencionales, los primeros pozos no sólo erraron en la forma de encarar la roca generadora, en vertical, sino que también marcaron elevados costos para producciones de corto plazo.

Fueron tiempos de ensayo y error, y así se hicieron perforaciones con costos superiores a los 20 millones de dólares que, al día de hoy, muestran magros rindes y que claramente no permitirán recuperar los verdes billetes que en ellos se enterró.

Pero del error se aprendió y ya para el 2016 prácticamente todas las operadoras que pisan las tierras de Vaca Muerta apostaron a los desarrollos horizontales. Se pasó para entonces de un costo por pozo de 17 millones de dólares a 13 y fue el momento en el que la infraestructura comenzó a pesar en la necesidad de achicar esos costos.

Las operadoras coinciden en que, dentro de un pozo no convencional promedio de cerca de 2.500 metros de rama lateral y 31 etapas de fractura, el 50% se invierte en la etapa de perforación y la otra mitad en la terminación. Y hay también consenso en que el desafío en el corto plazo es lograr una reducción de, al menos, un 30% en los factores que determinan ese costo.

Dependiendo de la operadora de la que se trate, actualmente un pozo de esas dimensiones requiere una inversión de entre 12 y 14 millones de dólares. Y el objetivo de las principales firmas es bajarlo en los próximos dos años a unos 10 ó 9 millones de dólares.

“Tenemos que lograr bajar los costos de un 30 a un 50% para lograr la optimización de los pozos”, aseguró el director general de Tecpetrol, Horacio Marín, en la presentación que realizó días atrás en la V Jornada de Energía del diario “Río Negro”. Y planteó que para ello es necesario lograr una gestión de tipo industrial en la cadena de proveedores.

La petrolera que enarbola a su bloque Fortín de Piedra como el principal yacimiento productor de shale gas por fuera de Estados Unidos, registra de momento un costo promedio de 14 millones de dólares para sus pozos “robustos”, de 2.500 metros de rama lateral.

Mientras Marín señaló como clave el abaratamiento de la logística de transporte, desde la vereda de enfrente, el gerente de Activo No Convencional de YPF, Gustavo Astie, reveló el plan de reducción de costos que la petrolera de bandera nacional tiene en su plan quinquenal 2018-2022.

El programa de YPF parte de una forma de cálculo diferente, dado que en lugar de medir sólo el costo de un pozo, la operadora optó por dividir ese valor por la producción que el pozo generará en los próximos 30 años, llegando así al costo de producción por barril.

Astie sostuvo que la operadora registra actualmente un costo por barril de 12,6 dólares y busca bajarlo en este mismo año a 10 dólares, y llevarlo en el 2019 a sólo 8 dólares. Esos recortes implican una reducción anual del 20% y global del 36,5%. Una meta que puede parecer arriesgada, pero no tanto si se tiene en cuenta que desde 2015 a la fecha la compañía logró reducir un 55,7% el costo del barril que a fines de ese año se situaba en 22,6 dólares.

La curva de aprendizaje en la perforación hacia el corazón de Vaca Muerta muestra que las principales claves estuvieron por un lado en la mejora de la productividad derivada de la adenda laboral que permitió multiplicar el trabajo de los equipos de fractura.

La modificación de las condiciones laborales no pasaron tanto por lo salarial, sino por la forma de trabajar que permitió que un mismo equipo que antes realizaba 40 etapas de fractura por mes, llegue ahora a las 100 etapas en el mismo plazo.

La infraestructura fue otro de los factores determinantes a la hora de poner en valor un pozo, tanto en lo que hace a la incorporación de plantas de tratamiento, como a la logística de los insumos fundamentales para la fractura, como son la arena y el agua.

La arena de fractura es nodal, dado que para una perforación estándar como la mencionada de 2.500 metros de rama lateral se requieren cerca de 6.000 toneladas. Junto al aporte del agua necesaria para la estimulación, ambos insumos pueden llegar a alcanzar una incidencia en el costo final de un pozo de más del 30%.

En el caso de YPF, la operadora logró en los últimos años reducir más de un 70% el costo de la arena. Por un lado la firma dejó de comprar el producto en el exterior y apostó a las canteras de Entre Ríos y Chubut. Luego se modificó la logística de transporte de los bolsones que se usaban en los primeros años a camiones tolva. Y finalmente la creación de una enorme planta de arenas en el corazón mismo de Vaca Muerta llevó el costo inicial de la tonelada de 1.000 a 200 dólares.

El último factor a optimizar, según coinciden las operadoras, es el alquiler de equipos y la contratación de servicios especiales como la geonavegación. En este caso varias operadoras están apostando a adquirir sus propios equipos de servicios, mientras que en conjunto esperan que el mayor nivel de actividad mejore la competitividad y lleve así a la baja en el costo de los alquileres.

2.500
metros es la extensión que hoy más se está usando en las ramas laterales.
60%
fue el incremento en la actividad de los equipos de fractura que marcó la adenda laboral para el sector de los no convencionales.
La apuesta a la geonavegación una tecnología importada con resultados

La formación Vaca Muerta no es ni homogénea ni fácil de encarar. Podría graficarse con la imagen de una gran placa de mármol, de 30.000 kilómetros cuadrados de superficie y con un espesor que va de los 60 a los 200 metros.

Dentro de ella hay áreas o zonas de mayor productividad y es por esto que desde hace un tiempo se han perforado varios pozos empleando sistemas de geonavegación.

En el caso de Shell la firma logró mejorar el rendimiento de sus pozos utilizando las salas de control que la angloholandesa posee en Houston y Calgary, para desde allí monitorear la búsqueda de las mejores zonas.

YPF tuvo una de sus pruebas piloto con su pozo XXL, en donde se utilizó el sistema de geostealing para maximizar la calidad de la roca que se perforó a lo largo de 3200 metros de rama lateral.

Es que en un pozo estándar, un desvío en la dirección de los trépanos de apenas medio grado representa, al final de los 2.500 metros, que se erró el punto buscado por nada menos que 22 metros.

Para el gerente del Activo No Convencional de YPF, Gustavo Astie, la clave para bajar el costo del barril producido está en la geonavegación y es por esto que la compañía resolvió dejar de tercerizar el servicio y antes de fin de mes inaugurará su propia sala de geonavegación en el corazón de Vaca Muerta, en Loma Campana.

Fuentes de la operadora graficaron la utilidad del sistema planteando que dentro de esa gran placa de mármol que es Vaca Muerta hay sectores, lonjas, de mayor productividad y mientras más se extiendan los pozos por esas lonjas, mayor será la producción de los mismos con un costo adicional relativamente bajo. Algo así como navegar milimétricamente en la búsqueda de la mejor tajada de la vaca.

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