Un análisis de Field Development Consultants destaca que en 2014 todos los pozos horizontales de petróleo no resultaron económicos. Desde 2018 comenzaron a verse resultados consistentes. En 2020, sólo el 20% quedó por debajo del umbral de rentabilidad.

El éxito del desarrollo de Vaca Muerta está condicionado por la eficiencia, la clave para el futuro de una industria petrolera local que en los últimos años vive una revolución y evolución constante. En esa vorágine, los resultados han sido diversos, con tendencia la mejora. Según estimaciones, hoy el 80 por ciento de los pozos perforados son rentables, mientras que seis años atrás todos iban a pérdida.

Un análisis realizado por Field Development Consultants (FDC) sobre los pozos horizontales de petróleo perforados en el shale neuquino entre 2014 y octubre de 2020 destaca que la actividad “ha representado para la Argentina un esfuerzo económico de una magnitud muy importante desde sus comienzos en 2012. Los resultados han sido muy diversos pero muestran que la curva de aprendizaje, si bien ha sido costosa, ha comenzado a rendir sus frutos en forma consistente a partir del año 2018”.

El informe destacó que entre 2014 y 2020 la longitud promedio de los pozos aumentó en un 103%, de 1.090 a 2.216 metros. 
El número de fracturas por pozo creció un 261%, de 13 a 34, lo cual trajo aparejado un crecimiento del caudal máximo de petróleo similar (265%), de 58 m3/d a 154 m3/d.

La acumulada a 365 días de producción creció un 300%, de 13,800 a 41,500 m3, mientras que la EUR creció un 370%, de 43,000 m3 a 158,000 m3.

El porcentaje de pozos no económicos perforados por año disminuyó de un 100% en 2014 a un 20% en 2020.

FDC asegura que hasta la fecha la sumatoria resulta en 137 pozos no económicos del total de 394 perforados. Es decir que el 35% de los pozos horizontales de shale oil fueron a pérdida.

El costo de los pozos horizontales disminuyó un 58%, de u$s 22.5 millones a u$s 9.5 millones, y el costo de desarrollo se redujo un 88%, de 83 dólares el barril a 9.6 dólares.

Las claves del avance en el desarrollo de Vaca Muerta han sido la disminución del costo pozo y el incremento de productividad debido al aumento en el número de fracturas.

“El NPV@10% (valor presente neto) pasó de ser negativo en -13.6 MMUSD en el 2014 a ser positivo y de 13.7 MMUSD para los pozos del 2020, lo que demuestra cómo la industria fue capaz de aprender hasta encontrar una fórmula que genera valor con un riesgo bajo (20%)”, destaca el informe de la consultora.

A partir de la generación de los pronósticos de producción, mediante la utilización de un algoritmo de inteligencia artificial de la totalidad de pozos de Vaca Muerta y su posterior integración, FDC determinó la recuperación última estimada para cada una de las campañas de perforación.

Así que que la consultora concluyó que Vaca Muerta acumulará en torno de 58 Millones de m3 de petróleo con los pozos actuales perforados hasta octubre de 2020. Del total de este volumen la campaña 2019 es la que mas volumen aportará.

En 2014 se perforaron 5 pozos horizontales. La longitud de rama promedio fue de 1.100 metros y el número de fracturas de 13, con una inversión de u$s 22,5 millones por pozo. El caudal máximo promedio fue superior a los 58 m3/d para el 80% de los pozos. El 60% de los pozos de esa campaña acumuló más de 15.000 de petróleo a los 365 días. De acuerdo a la curva de producción del pozo tipo esto generó un NPV@10% de -13.6 MMUSD.

De acuerdo a este cálculo la totalidad de los pozos horizontales perforados en 2014 resultaron ser no económicos.

En 2020, hasta octubre, se realizaron 47 perforaciones horizontales de shale oil. La longitud promedio aumentó a 2215 metros y el número de fracturas a 34. Este incremento en el número de etapas de estimulación generó un aumento en el caudal promedio a 154 m3/d para el promedio de los pozos, existiendo un 43% de los pozos con caudales pico superiores a los 150 m3/d.  El 21% acumuló más de 25.000 m3 de petróleo a los 365 días. El pozo tipo de 2020 resultó tener 154 m3/d de caudal máximo, una acumulada de producción de 41,500 m3 a los 365 días y una EUR de 158,000 m3 de petróleo.

La inversión inicial en perforación disminuyó a u$s 9.5 millones y, de acuerdo a la curva de producción del pozo tipo esto generó un NPV@10% de u$s 13.7 millones.

De acuerdo al análisis, 36 de los 45 pozos perforados durante 2020 cumplieron con la condición de productividad necesaria para ser económicamente viables.

Evolución

A partir de 2017 los pozos comenzaron a ser rentables. El número de pozos no económicos de Vaca Muerta fue disminuyendo de forma sensible a partir de 2018 debido al incremento sustancial en la longitud de los pozos y a su vez en el número de fracturas. En el último año solo un 20% de los pozos perforados resultó ser no económico, según el análisis de la consultora.

FDC destaca que el nivel de actividad en Vaca Muerta está marcado por YPF, la empresa que ha tomado la delantera en el desarrollo, “y por lo tanto la que también ha absorbido el mayor costo en la curva de aprendizaje”.

La compañía bajo control estatal perforó -entre 2014 y 2020- 265 pozos productores de horizontales de petróleo, seguida por Pan American Energy (PAE), con 39; Shell (25), Vista Oil & Gas (16), Total (10), Exxon (5), según indica el informe.