Vaca Muerta ya tiene 300 pozos «abuelos» que describen su historia

El gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, ha acuñado en los últimos años una imagen para describir el avance de Vaca Muerta. Cuenta que pasó de aprender a dar sus primeros pasos, a luego caminar y hoy está comenzando a correr. Ese mismo camino, que internamente en la industria se conoce como la curva de aprendizaje de un tipo de desarrollo, es lo que hoy grafican los pozos “abuelos” de Vaca Muerta, las perforaciones que fueron pioneras, que trazaron el camino de las que vieron en los años siguientes y que hoy ya están “jubiladas”, con una producción nula.

De acuerdo a un informe especial de la subsecretaria de Hidrocarburos del gobierno neuquino, en junio un total de 323 pozos con destino a Vaca Muerta mostraban ese panorama, de producción cero.

De ese grupo, la mayor parte corresponde precisamente a los pozos abuelos y pioneros de Vaca Muerta. “Cuando comienzan a hacerse los primeros pozos a Vaca Muerta fueron verticales, esto es entre el 2012 y el 2016, y también se vieron pozos dirigidos”, contó el director de Exploración, Explotación y Transporte de la Subsecretaría de Hidrocarburos de Neuquén, Fabricio Gulino.

Esos primeros diseños de pozos se ubican lógicamente en las áreas de Vaca Muerta que fueron pioneras en pisar el acelerador como son El Orejano y Loma Campana, los dos bloque operados por YPF que hicieron punta de flecha en el desarrollo de la formación shale y trazaron en gran medida el camino para las demás compañías.

Junto a estos pozos abuelos, se encuentran otros que están en un escalón levemente superior, podríamos decir, a un paso de jubilarse. Se trata de las perforaciones de baja productividad, con menos de 1 metro cúbico por día de petróleo y 25 metros cúbicos de gas diarios.

Este parámetro de volumen es el escogido por el gobierno neuquino para trazar lo que a grandes rasgos podría definirse como pozos sin producción, ya que según detalló Gulino “se trata de volúmenes de hidrocarburos que no alcanzan para pagar el consumo eléctrico que necesita un pozo”.

En este renglón hay otros 159 pozos productores de petróleo y 46 de gas natural, que llevaron en junio el total de pozos sin producción o producción no económica a los 528, sobre un horizonte que de acuerdo a los registros provinciales llega a los 1595 pozos con destino específico hacia el shale de Vaca Muerta.

Sin embargo, así como el diseño de pozos fue evolucionando con la experiencia de estos abuelos, y pasó a ramas laterales que se fueron extendiendo, a etapas de fractura cada vez más cercanas y por ende con más fracturas por pozo, también hay nuevos fenómenos que están marcando que, sin ser veteranos, haya pozos cerrados que engrosan erróneamente ese cálculo.

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Nuevos fenómenos que llevan al cierre de pozos

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El primer factor por el que hoy pueden verse pozos muy jóvenes que estén transitoriamente cerrados no tiene nada que ver con que haya bajado su producción, sino al contrario, con cuidarla.

Se trata de los pozos cerrados para evitar el fenómeno de frac hits, que es en síntesis el impacto negativo que la fractura de un pozo cercano puede provocar en otro pozo ya perforado y en producción.

Para evitar cambios en la presión, el ingreso de agua y fundamentalmente pérdidas en la calidad de un pozo en producción, las empresas cierran por un tiempo breve los pozos que pueden verse afectados mientras realizan los trabajos de fractura en pads cercanos.

Lejos de ser una situación de preocupación, el cierre de pozos para evitar frac hits refleja el alto nivel de actividad que está teniendo la formación, ya que hace algunos años atrás eran tan pocos los pozos por bloques que estas situaciones eran impensadas. Y hoy, al contrario, son, y serán, cada vez más habituales.

Otra causa del cierre de algunos pozos productores de gas se debe en realidad a la coyuntura de la saturación de los gasoductos. Las compañías cuentan con un volumen determinado que pueden inyectar en las redes troncales y es por esto que en algunos casos se llegó a cerrar pozos de gas seco, es decir que solo producen gas, para darle esa cuota de espacio a los pozos de gas húmedo, que son los que además del gas aportan petróleo.

Un tercer fenómeno por el que pueden verse pozos que aún tienen buena producción por dar pero que están cerrados, es que están aguardando la colocación de algún tipo de sistema de asistencia mecánica para mejorar su producción.

“El 98% de los pozos de Vaca Muerta, si andan bien, quedan surgentes. Es decir que devuelven producción solos y solo se los restringe en superficie para manejar el caudal. Como el reservorio se va armando de alguna manera al fracturar y no como en el convencional, tienen al inicio una producción muy grande pero al poco tiempo la presión empieza a caer y también el caudal, y requieren de un mecanismo de levantamiento artificial para que fluyan los hidrocarburos”, explicó Gulino.

Y detalló que “se interviene con un equipo porque se saca la cañería que tenían para que fluya, se baja una sarta de velocidad que es lo más común en gas, en petróleo bajan un bombeo mecánico, una cigüeña o también se usa gaslift que es el mismo gas que produce que se reinyecta para mejorar en todos los casos la producción”.

Estos cambios que está trazando la historia de Vaca Muerta hacen que hoy sea cada vez más habitual no solo ver en los campos las pequeñas cabezas de producción de los pads, sino también las conocidas cigüeñas, tan clásicas de los desarrollos convencionales.

Mientras las empresas productoras y los gobiernos buscan las formas de acelerar la ampliación de las redes de transporte para seguir ampliando la producción, los apenas 12 años de historia de Vaca Muerta transcurrido desde la perforación del primer y solitario pozo, allá por 2010, ya trazan un claro camino recorrido.

En este trayecto, que explica la existencia e importancia del aprendizaje dejado por los pozos abuelos, desde las empresas internacionales se suele destacar un dato no menor. “El tránsito de la curva de aprendizaje en Vaca Muerta se dio mucho más rápido y con un cuarto del costo que en el shale de los Estados Unidos, gracias precisamente a la experiencia que se tenía de esos desarrollos”, explicó el ahora expresidente de Shell, Sean Rooney, en su última entrevista.

Mientras que su sucesor, Ricardo Rodríguez, advirtió la importancia de que, en términos del gobernador Gutiérrez, Vaca Muerta haya aprendido rápidamente a correr: “Nosotros aprendimos muchas cosas en Estados Unidos cuando habíamos perforado la mitad del recurso. En Argentina tenemos mucho recurso por desarrollar con un gran aprendizaje ya hecho, y eso es lo ideal”.

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Cómo fue avanzando el diseño de pozos

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El diseño de los pozos de Vaca Muerta muestra con claridad el avance que ha tenido la formación no convencional a lo largo de su breve historia. Los primeros pozos, hoy abuelos, comenzaron a realizarse en su mayoría en 2012 y hasta mediados de 2016 mantuvieron un trazado que hoy ya no se utiliza.

En esos años los pozos eran verticales, es decir que no tenían ramas laterales. Y en algunos casos se realizaron bajo la técnica de ser dirigidos para que esa perforación vertical tuviera más que una forma de línea recta, la de una “s”.

“De 2017 en adelante el 99% de los pozos pasó a tener ramas horizontales, que con el tiempo también se fueron extendiendo”, contó el director de Exploración, Explotación y Transporte de la Subsecretaría de Hidrocarburos de Neuquén, Fabricio Gulino. Y explicó que “estas ramas horizontales comenzaron con un promedio de 1500 a 1800 metros y hoy están en el rango de los 2500 a los 3000 metros y con casos de más de 4000 metros”.

Al realizar estas ramas laterales, los pozos se fueron haciendo lógicamente más largos. Y las etapas de fractura para incentivar que los hidrocarburos fluyan se trasladaron a esas ramas horizontales.

“Con ramas más largas, lo que tenemos son más etapas de fractura también, que pasaron de ser de 10 a 12 por pozo hasta el 2016, a las 45 a 47 que tenemos en la actualidad en cada pozo”, detalló Gulino.

Estos cambios tienen un impacto directo en la gran medición de la calidad de un pozo que es la Recuperación Última Estimada (EUR por si sigla en inglés) que representa la producción que un pozo podrá dar en su vida útil.

“La EUR cambió también. Entre 2012 y 2016 era de 120.000 a 130.000 barriles de acumulada en el caso del crudo, y hoy está sobre los 400.000 barriles. Mientras que en caso del gas pasó de 200 a 220 mil barriles equivalentes de petróleo (Mboes) a 800 ó 1.000 Mboes”.