Con este desarrollo se busca desafiar los costos del shale neuquino y lograr un pozo que destrabe el desarrollo masivo de los no convencionales en el país. Cada formación shale es distinta a otra, e incluso puede presentar diferentes condiciones en sí misma.

Sgún confirmó Pablo Bizzotto, gerente ejecutivo de Recursos No Convencionales al diario “Río Negro”, hasta ahora sólo consiguieron ir hasta los 2.600 metros horizontales y unas 35 etapas de fractura: un tope impuesto por la tecnología disponible en el país. Incluso en Estados Unidos hay pocos ejemplos que acrediten haber superado esa distancia subterránea. Ahora el objetivo de la petrolera nacional es llegar a los 3.200 metros (unas 32 cuadras).

Bizzotto explicó, durante una conferencia organizada por la Sociedad de Ingenieros del Petróleo (SPE), que el nuevo superpozo contará con unas 40 etapas de fractura. Proyectan finalizarlos en 42 días y estiman un costo final de entre 12 y 15 millones de dólares. Actualmente la petrolera nacional gasta unos 8,1 millones de dólares para sus perforaciones horizontales que, en promedio, tienen 18 etapas de fractura.

La compañía ya tiene excelentes resultados desde que se volcó a las perforaciones horizontales. Según lo declarado ante el ministerio de Energía en enero pasado, perforaciones como el LLL-1305(h) muestran una producción mensual de casi 700 barriles diarios de petróleo en promedio.

La firma supo reportar picos productivos de hasta 1.700 barriles diarios, pero inmediatamente después el objetivo fue sostener buenos niveles de producción por más tiempo. Es que una de las características de las perforaciones no convencionales, que entregan mucha producción inicialmente, pero luego se desinflan rápido.

La principal apuesta delineada por Bizzotto es la reducción de costos. Desde 2013 a esta parte YPF ensayó algunos pozos más largos. Por ejemplo, a finales de 2015 la compañía informó lo que se denominó como la evolución del LLL-992, un pozo estelar en Vaca Muerta. La perforación costó 19 millones de dólares. Posteriormente se indicó que los siguientes trabajos demandaron entre 13 y 16 millones de dólares.

El desarrollo de esos pozos se realizó en El Orejano, el bloque de shale gas que la firma explota junto a Dow, y se utilizaron tecnologías que permiten realizar múltiples fracturas en una sola maniobra. Entre los beneficios se destacó la reducción en la volumen de agua y la necesidad de una menor potencia de bombeo. También se mejoró el control sobre la fractura aumentando el volumen del reservorio estimulado.

La nueva perforación tocará subsuelo en el principal yacimiento no convencional que tiene la compañía (junto a Chevron): Loma Campana y será durante el segundo semestre del 2017. En esta zona se encuentran la mayoría de los 555 pozos que YPF tiene en producción sobre Vaca Muerta. Con la caída del precio internacional del crudo, el área había entrado en una suerte de parálisis.

La compañía va en busca de un costo de desarrollo (valor de mentenimiento de reservas) de 10 dólares. Consiguieron mejorar ese número desde 33,8 dólares a 13,9 dólares entre el tercer trimestre de 2015 y el cuarto de 2016. La clave fue el tiempo de realización de los pozos, alcanzando un plazo de 23 días para peforaciones de hasta 2.500 metros de rama lateral.

La curva de aprendizaje sobre la roca madre de la Cuenca Neuquina requirió de pruebas y ensayos que están dando resultados positivos, hasta llegar a la actualidad, en donde el 30% del crudo y del gas neuquino es no convencional.

Atrás quedó el plan de perforaciones verticales que marcó la primera etapa en Loma Campana y que luego YPF anotó como pérdidas. El ingreso de nueva tecnología sirvió para acelerar el proceso de cambio y volcar los planes de las compañías a perforaciones horizontales.

Los grandes jugadores del mercado petrolero se apoyaron rápidamente en esa apuesta. Por ejemplo Shell informó recientemente que redujo sus costos de perforación de 14 a 10 millones de dólares para pozos de 1.500 metros de rama lateral y 15 etapas de fractura.

En tanto la norteamericana Exxon ubicó a Vaca Muerta en el portafolio global de la compañía conBajo del Choique X-2. Fue el primer superpozo en la formación no convencional neuquina y tuvo un rendimiento de unos 800 barriles diarios en los primeros meses.

Esto fue el puntapié para un proyecto piloto diseñado con el soporte de XTO, pionera del shale en Estados Unidos y adquirida por Exxon en 2009, en la que diseñaron perforaciones de más de 2.500 metros de longitud.