Los desarrollos masivos impulsan el auge. La receta fue cambiando con el paso del tiempo y se acerca a un estándar.
En mayo de 2011 se perforó el primer pozo hacia Vaca Muerta. En ese entonces hablar de shale y de no convencionales despertaba más dudas y desconfianza que expectativas. Pero a ocho años de ese hito fundacional la formación ya cuenta con más de 1.300 pozos en producción y se espera que a fin de año alcance los 1.500.
De acuerdo a los registros del ministerio de Energía de la provincia de Neuquén hasta junio se llevaban perforados 1.339 pozos con destino a Vaca Muerta, algunos de los cuales aún esperaban la etapa de fractura y completación para entrar en producción.
Las expectativas en el gobierno neuquino, titular de las áreas hidrocarburíferas, es que a fin de año se alcancen los 1.500 pozos perforados, triplicando así su cantidad en tan sólo cuatro años. “Cuando inicié la gestión en 2015 teníamos 500 pozos en Vaca Muerta y cuando termine el año vamos a tener un nivel de ejecusión de 1.500 pozos en desarrollo”, destacó el gobernador Omar Gutiérrez.
Los cálculos que hace el gobierno neuquino parten del detalle de las inversiones comprometidas en los recientes desarrollos masivos y en los pilotos en marcha.
En el caso de Shell por ejemplo, la firma angloholandesa realizará en este año un total de 40 pozos en sus bloques Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Este (CASE).
El año que viene la compañía proyecta sumar otros 40 pozos, elevar el ritmo a 72 para el 2021 y completar para el 2025 un total de 304 nuevos pozos.
En La Amarga Chica YPF junto a Petronas invertirán 2.336 millones de dólares en sólo cuatro año para realizar antes de diciembre de 2022 un total de 218 nuevos pozos. Este cúmulo se sumará a los 300 pozos que entre este año y el 2023 realizará YPF en lo que denominan como ‘fase 2’ de Loma Campana.
En tanto que ExxonMobil realizará 90 pozos en Bajo del Choique - La Invernada durante los próximos cuatro años y medio.
A estas inversiones ya anunciadas se suman los compromisos contingentes que las operadoras proponen al momento de solicitar una concesión no convencional para explorar Vaca Muerta. En este caso, las 36 concesiones ya adjudicadas marcan que se deberían realizar más de 10.000 pozos, para alcanzar un total de 12.600 perforaciones hacia Vaca Muerta.
Esta cantidad de pozos contempla la actividad en las 36 concesiones a lo largo de los 35 años de plazo que poseen, un período que si bien es extenso representa prácticamente la misma cantidad de pozos que se perforaron en todas las áreas de Neuquén desde el descubrimiento de petróleo hace ya 101 años.
Si bien los compromisos total de inversión y pozos están condicionados por los resultados que cada operadora encuentre en el área que explora en fase piloto, varios factores indican que al menos dos operadoras los ratificarán en el corto plazo.
En este grupo se encuentran las áreas Bandurria Norte y Aguada Federal en las que recientemente ingresó como socia de Wintershall DEA y Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), la gigante norteamericana ConocoPhillips, que según se estima pasará a la fase de desarrollo masivo a más tardar en enero del año entrante.
En tanto que en Bajada de Añelo, un bloque operado por Shell junto a YPF, la angloholandesa ya anticipó que espera poder definir su estrategia para también pasar el área el año que viene a la fase de desarrollo intensivo.
Pero el incremento en el ritmo de perforación no termina de hacerle justicia a lo que realmente sucede bajo tierra dado que poca relación guardan los actuales pozos con los que se realizaron en los primeros años.
En los ocho años y medio de desarrollo de Vaca Muerta los pozos no sólo se extendieron notablemente, pasando de ser perforaciones verticales de 2.500 metros a alcanzar más de 6.000 metros gracias a sus ramas horizontales.
Además el tiempo y el costo de realizar cada pozo se redujeron considerablemente de la mano de la incorporación de nuevos equipos y técnicas, y del uso de insumos nacionales claves como es el caso de la arena que permitieron que la producción de cada pozo sea cada vez mayor.
En los inicios de Vaca Muerta las perforaciones fueron verticales, atravesaban varios niveles de navegación de la roca madre y realizaban sobre la línea vertical las etapas de fracturas en las que se utilizaban fundamentalmente arenas importadas.
Para el 2016, es decir cinco años después, los pozos comenzaron a extenderse con ramas horizontales que para esa época promediaban los 1.500 metros. El uso de la arena fue otro de los grandes cambios, dado que al dejar de depender de insumos importados permitieron reducir el costo de los desarrollos y así mejorar la rentabilidad de la producción que fue lo que traccionó las inversiones.
Para el año siguiente la carrera por las ramas laterales ya estaba instalada a la vez que se obtenían mayores producciones con pozos cada vez más extensos. De los 1.500 metros, se pasó a los 2.000 como promedio y desde allí se iniciaron varias campañas para dar con el título del récord de longitud en Vaca Muerta.
En esa compulsa se enlistaron YPF y ExxonMobil que completaron pozos con ramas horizontales de más de 3.200 metros. En el caso de YPF la avanzada fue una prueba para analizar si un pozos más largo -y por ende más costoso- arroja o no una mayor producción. En tanto que la norteamericana adoptó como su receta para Vaca Muerta los pozos con ramas horizontales de 3.000 metros.
Más allá de estas pruebas hay un modelo que parece ser el que mejor cuadra en Vaca Muerta y que consiste en la realización de una rama lateral de 2.500 metros. Un estándar en el que el uso intensivo de la arena, o ‘high density completion’, forma parte para la mayoría de las operadoras.
Las autoridades de la tercera petrolera más grande de los Estados Unidos, ConocoPhillips, no ocultaron su conformidad con la reciente adquisición del 50% de dos áreas en Vaca Muerta y incluso le pusieron números a las expectativas que tienen en los bloques.
En una charla con inversores de los principales bancos del mundo mantenida el pasado martes 30 en Estados Unidos, los directivos de la gigante norteamericana abordaron la adquisición de los bloques Bandurria Norte y Aguada Federal que acordaron con Wintershall Dea.
Matthew Fox, el CFO o director de finanzas del grupo, aseguró que se trató de una “oportunidad de bajo costo de ingreso”, dado que detalló que, junto con la transacción de áreas del sector norteamericano conocido como Lower 48, invirtieron en total 300 millones de dólares.
El presidente para Alaska, Canadá y Europa de ConocoPhillips, Michael Hatfield, se mostró más entusiasmado e indicó que “vemos a Vaca Muerta como probablemente la mejor cuenca internacional, la mejor cuenca no convencional por fuera de los Estados Unidos”.
Las firmas anunciaron el acuerdo por medio del cual ConocoPhillips adquirió el 50% de los activos de Wintershall DEA en dos bloques de Vaca Muerta, quedándose con el 50% de Bandurria Norte y con el 45% de Aguada Federal dado que el 10% restante corresponde a la estatal neuquina, Gas y Petróleo del Neuquén (GyP).
Hatfield explicó que la adquisición representa para la firma una posición de 25.000 acres y detalló que Vaca Muerta “es muy parecido a Eagle Ford, pero con algunas características de Permian”. Y agregó que las áreas “están dentro de la ventana del petróleo y parecen estar en una muy buena geografía”.
El presidente de la firma para Alaska, Canadá, Europa y posiblemente ahora también Argentina, explicó además que en los bloques “podrían haber cinco horizontes productivos dentro del acreage” adquirido, una condición que fue estudiada por la alemana Wintershall DEA que realizó varios pozos exploratorios hacia dos de esas capas productivas.
Hatfield fue más allá y reveló que “nuestras expectativas de éxito ciertamente podrían ser fijadas en un potencial de producción de 500.000 millones de barriles de petróleo en el acreage que hemos tomado”.
Además destacó que junto al bajo costo de ingreso alcanzado en el acuerdo con Wintershall DEA al que calificó como una “muy buena entrada” a Vaca Muerta, “no hay compromisos de trabajo que sean significativos por lo que vamos a poder manejarlos con nuestro prepuestos de exploración durante los próximos años”.
El paso a desarrollo masivo de un área no es una cuestión netamente de voluntad sino que está atada a la concesión del área y es por esto que una vez finalizado el plazo del piloto o fase de exploración el gobierno neuquino exige a las empresas el avance a la etapa de actividad intensiva.
En el caso de Bandurria Norte los plazos se encuentran próximos a vencer y desde Wintershall DEA se indicó a principios de año que el objetivo es realizar un desarrollo conjunto que una ese bloque con Aguada Federal.
Desde la firma se había detallado que aguardarían a octubre para tomar una decisión, aunque el reciente movimiento parece haberla precipitado dado que fuentes con acceso a los trabajos indicaron que se aguarda que el paso a la fase de actividad intensiva se de a más tardar en enero del año entrante.
Al tratarse de dos áreas orientadas a la producción de petróleo los bloques no se encontrarían de momento con limitaciones en lo que hace a la capacidad de transporte.
