OIL & GAS

Vaca Muerta: se perforan menos pozos pero son cada vez más productivos

Los récords de producción de petróleo y gas están asociados a pozos con ramas laterales más largas y más etapas de fractura.

La mejora que evidencian en los últimos meses las compañías en Vaca Muerta, tiene como principal característica un marcado incremento de la productividad de los pozos, que permitieron batir récords tanto de petróleo como en gas. Así, la producción se ha incrementado pese a que se perforan menos pozos que años anteriores. 

En agosto de 2021 la producción de shale oil fue de 157.924 barriles diarios (bbls/d) y registró una suba interanual de +34.7% (+40.696 bbls/d). Ese mes se produjo la primera baja mensual desde diciembre, de -2.1% (-3.438 bbls/d) en relación a julio.

Mientras que el shale gas batió su récord histórico con 44.3 millones de m3 diarios (MMm3/d), lo cual significa una mejora interanual de +37.5% (+12.1 Mmm3/d), y un incremento mensual fuerte de +6.7% (+2.8 MMm3/d). El aumento estuvo relacionado con la puesta en marcha del Plan Gas.Ar y la actividad en los yacimientos Rincón del Mangrullo, Aguada de la Arena, El Orejano, de YPF; Fortín de Piedra (Tecpetrol), Aguada Pichana Oeste-Aguada de Castro (PAE), y Sierra Chata (Pampa Energía).

Un informe de la consultora G&G Energy Consultants destaca que en agosto- septiembre la producción de Neuquén casi llegó a saturar la capacidad de recepción de gas con destino al mercado interno. 

Ese nivel se alcanzó con una cantidad de pozos inferior al del máximo registrado en el invierno 2019. Entre enero y julio 2021, el número de pozos conectados aumentó 58.8% totalizando 351. Sin embargo, este número de pozos conectados se redujo -35.6% respecto si se lo compara con el mismo período de 2019, unos 194 pozos menos, destaca G&G Energy Consultants. 

Todo ese nivel de mejora de la eficiencia se traduce en pozos más productivos. Tanto es así que Vaca Muerta tiene 94 de los 100 pozos que más petróleo aportaron durante este año en Argentina.

El informe pone en relieve que la perforación promedio por pozo aumentó un 24.4% este año con respecto a 2020, tras reducción interanual de -1.1% en 2020, +11.7% en 2019, y +4.7% en 2018. Así es que la productividad que se registra en los últimos meses está asociada a la mayo longitud de las ramas laterales de los pozos no convencionales, con más etapas de fractura por cada perforación.

La actividad en Vaca Muerta despegó desde fines del año pasado, apuntalada por la fractura de decenas de pozos perforados pero no terminados (DUCs por su sigla en inglés) que se habían realizado antes del aislamiento social decretado en marzo 2020 por la pandemia de coronavirus. 

De hecho, en mayo se alcanzó récord absoluto con 1.079 etapas de fractura, el máximo nivel histórico alcanzado en un mes. En septiembre, el nivel se mantuvo alto, con 953 etapas, según los datos de Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage.

De acuerdo al informe de G&G Energy Consultants, “el número de pozos conectados en enero-julio 2021 llega a 168 en cuenca Neuquina, con un incremento de +95.3%, y una reducción sensible de – 32.5% respecto a 2019 que muestra que el boom se circunscribe a un excelente avance en productividad por la mayor complejidad de pozos horizontales de ramas laterales cada vez más extendidas en promedio”.

La cantidad de metros perforados aumentó 145.9% respecto a enero-julio 2020 con 839.994 metros, y disminuyó -11.6% respecto al mismo período de 2019.

Todo ese nivel de mejora de la eficiencia se traduce en pozos más productivos. Tanto es así que Vaca Muerta tiene 94 de los 100 pozos que más petróleo aportaron durante este año en Argentina.

De esos 94 pozos shale, 59 son operados por YPF, 19 por Vista il & Gas y 5 por Shell.

Ref. Azul: YPF, amarillo: Roch, verde: Vista. Fuente: @Petroleo_Arg

La curva de aprendizaje en Vaca Muerta llevó cinco años para su comprender la mecánica del reservorio, la productividad de los pozos y su correlato con la longitud de los pozos y el número de fracturas. 

Según datos de la consultora FDC, entre 2014 y 2020, la longitud de la rama lateral promedio de un pozo shale creció de 1.089 metros en 2014 a 2.143 metros en 2020, es decir un 96,8%. Mientras que la cantidad de etapas de fractura pasó de 14 a un promedio en 33 el año pasado.

Esto trajo aparejado un fuerte incremento en las productividades y en la Recuperación Última de Petróleo (EUR en inglés), que se disparó de 43.000 m3 en 2014 a 159.000 m3 en 2020.

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