Ramas laterales más extensas y mayor número de etapas de fractura son los principales cambios en el diseño de pozos en la formación. Se lograron reducir los costos operativos y se incrementó el nivel de producción.

A casi nueve años del primer pozo vertical con destino a Vaca Muerta, la manera de operar cambió radicalmente. Hoy cada compañía tiene su diseño de pozos particular aunque la mayoría comprende ramas laterales de 2.500 metros de base y poco más de 35 etapas de fractura.

Sin embargo, cada vez son más las firmas que apuestan a pozos más largos con más de 60 punciones, y son dos las operadoras que incursionan en los extralargos con ramas horizontales que superan los 3.300 metros.

Según información de la subsecretaría de Energía, Minería e Hidrocarburos de Neuquén, con datos actualizados a octubre, en 2019 se llevan perforados 248 pozos no convencionales y, si se contabilizan desde 2012, a final de año se superarían las 1.400 perforaciones –algunas no completadas– con destino a Vaca Muerta.

En el 2012 comenzaron a aparecer las ramas horizontales con menos de 1000 metros y con unas 8 etapas de fractura. Ese año, el 13% de los pozos de Vaca Muerta fueron horizontales, el 27% dirigidos, mientras que los pozos verticales representaban el 60% de las perforaciones totales con destino a la formación.

Durante los casi siete años que siguieron, la receta se modificó varias veces con el objetivo de llegar al diseño de pozos más sostenible y rentable. A partir del 2013, los pozos shale verticales comenzaron a perder vigencia, a tal punto que en 2015 el 44% de las perforaciones que se realizaron fueron dirigidas, el 46% horizontales mientras que el 10% restante fueron los verticales.

Ya en 2016 se vio el quiebre y, desde ese año, se comenzó a operar en Vaca Muerta casi exclusivamente con pozos horizontales. Según los datos, el 94% de los pozos tuvieron ramas laterales, el 5% verticales y apenas el 1% fueron dirigidos.

Desde mitad del año pasado hacia los primeros meses de 2019, la mayoría los pozos no convencionales en Vaca Muerta comenzaron a repetir la fórmula de 2500 metros de rama lateral.

Hoy, algunas operan con unos 200 ó 300 metros más y en algunos casos puntuales se perforaron ramas superiores a los 3.000 metros o superior. La semana pasada YPF rompió todos los récords al alcanzar los 3.886,6 metros de rama horizontal en un pozo del bloque Bandurria Sur.

Al igual que las ramas laterales, las compañías operadoras también sumaron etapas de fractura a sus diseños de pozos en la búsqueda por incrementar su producción.

En 2015 la media de etapas ascendió a 15 y, durante los tres años que le siguieron, las empresas sumaron en promedio 5 etapas anuales a sus recetas. Entre los últimos meses de 2018 y principios de 2019 se popularizaron las 33 etapas por pozo, algo así como una cada 75 metros.

Sin embargo, hoy en Vaca Muerta hay un buen número de pozos que tienen más de 35 fracturas. YPF, Pan American Energy (PAE), Tecpetrol, ExxonMobil, Phoenix Global Resources, Vista Oil&Gas y Shell son algunas de las empresas que tienen pozos en la formación con mayor número de punciones.

Según información de la secretaría de Energía de Nación, con la tecnología de terminación denominada “tapón disparo” la operadora que mayor número de etapas de fractura utiliza en sus pozos es Tecpetrol. La empresa tiene más de una decena de pozos con más de 55 etapas de fractura en su bloque estrella, Fortín de Piedra. Particularmente, los pozos TPT-Nq-FP-1215(h); 1216(h); 1335(h); 1336(h) y 1337(h) registran 63 etapas cada uno.

Los últimos pozos de la empresa se realizaron en el primer semestre del año. Y hoy acumula unos 22 pozos perforados sin terminar.

Con la misma tecnología de tapón, YPF tiene los pozos YPF.Nq.LLL-1577 (h) e YPF.Nq.LLL-1524 (h) con en Loma Campana con un total de 41 etapas cada uno.

Con el tipo de terminación de “camisas deslizables” la empresa que más etapas realizó es Pan American Energy (PAE). Esta tecnología comprende un encamisado que puede abrirse y cerrarse, en general más pequeño que una fractura de tapón. Es una técnica más costosa que no se emplea desde hace dos años y que además utiliza menor cantidad de agentes sostén.

En concreto, los pozos PAE.Nq.BCeCg-111(h) y PAE.Nq.BCeCf-105(h) de la empresa tienen 71 y 70 etapas de fractura respectivamente y están repartidas en ramas laterales de 2000 metros.

En la nueva receta de los pozos el uso del sistema High Density Completion (HDC) también gana terreno por su potencial incremento en la producción. Por medio del uso de prácticamente el doble de arena para ampliar el área productiva, es utilizado tanto por YPF como por Tecpetrol en sus pozos superfracturados.

Fuente: Río Negro.