Las principales operadoras de Vaca Muerta coinciden en apostar a pozos de más de 3.000 metros.
Por Victoria Terzaghi - Rio Negro
En el medio de la estepa patagónica, donde la zampa y la jarilla reinan en las tierras de la Vaca Muerta, la batalla por la reducción de los costos de producción de gas natural y petróleo está entablada. A poco más de siete años de ese primer pozo llegó a la roca generadora, las operadoras coinciden en empezar a migrar el diseño de sus perforaciones más allá de la barrera de los 3.000 metros de rama lateral.
En el transitar de la curva de aprendizaje sobre la formación no convencional, una suerte de receta sobre cómo deben ser los pozos se instauró hace poco más de un año. La medida que cuajó mejor fue la de realizar perforaciones con ramas laterales de 2.500 metros y un poco más de 25 etapas de fractura.
Pero así como los pozos de 1.000 y 1.500 metros de ramas horizontales quedaron obsoletos hace tiempo, la receta está a punto de cambiar y marcar una nueva era en Vaca Muerta, en la que los desarrollos XL se avisoran como la gran estrella para ganar esa batalla entablada en la reducción de costos.
El 3 de agosto pasado la petrolera de mayoría estatal YPF conectó su primer pozo XL, un desarrollo que demandó 14 millones de dólares y que con 3.200 metros de longitud representa algo así como capturar la producción de un tramo que es igual a toda la avenida 9 de Julio de Buenos Aires.
Con esa experiencia ganada, es que el vicepresidente de Upstream de YPF, Pablo Bizzotto, sostuvo que “viendo la productividad de este pozo, seguramente vamos a intentar ir siempre un poquito más allá porque hemos comprobado que a medida que hacemos pozos más largos la productividad adicional que incorpora cada fractura es lineal”.
Y remarcó la importancia de ello pues sostuvo que con ese incremento en la productividad “podemos lograr una reducción del costo desarrollo importante que cada vez nos acerca a ser más competitivos con Permian”.
Bizzotto señaló que la enseñanza ganada con el pozo realizado en Loma Campana más allá del año de planificación que demandó, “nos permitió comprobar a nosotros mismos y a la industria también que podíamos hacerlo a un costo competitivo y sin inconvenientes y esto de alguna manera marca un cambio en el desarrollo de Vaca Muerta”.
Las ramas laterales más extensas llevan a que los pozos XL tengan en total cerca de 6.000 metros.
Es que hasta el momento los demás desarrollos de más de 3.000 metros de extensión horizontal, como es el caso de ExxonMobil, demandaron el mismo nivel de inversión sólo para la etapa de perforación.
Pero YPF no es la única operadora embarcada en entrar en la era de los XL. El director general de Desarrollo de Negocios de Tecpetrol, Ricardo Markous, reveló que “estamos también planeando ir más allá de los 2.500 metros de rama lateral”.
El referente de la petrolera del Grupo Techint contó que “tenemos algunas limitaciones pero estamos aumentando los equipos de bombeo para tratar de llegar al menos a los 2.800 metros en un plan en el que también estamos analizando incrementar las etapas de fractura”.
ExxonMobil es la operadora que pretende hacer punta de flecha en esta nueva era. Y así como fue la primera en encarar el primer pozo XL de Vaca Muerta con el apoyo de XTO, ya encara el primer pad de pozos de 3.000 metros.
El country manager de ExxonMobil, Daniel De Nigris, precisó que “en Pampa de las Yeguas estamos desarrollando el primer pad de tres pozos de 3.000 metros de rama lateral con un total de 158 etapas de fracturas”. Según precisó “ya vamos por la mitad con un promedio de 3,5 etapas de fractura por día y picos de 6”.
Y destacó que en Bajo del Choique “el skidding rig ya se movió para comenzar un nuevo pad de 3.000 metros con 53 etapas de fractura”.
Pero estirar la receta de los pozos representa varios escollos que sortear siendo el principal el de la falta a nivel país de equipos que permitan perforar en esas extensiones. “Desarrollar pozos más extensos no es sencillo pero es necesario para tener competitividad ante otras cuencas del mundo”, remarcó De Nigris.
Los equipos son el talón de Aquiles para el nuevo modelo. Hay pocos y la importación es costosa.
Más fracturas y arena
Paralelamente a la extensión de los pozos, la mayoría de las operadoras avanzan hacia un incremento tanto en la cantidad de etapas de fracturas como en la cantidad de arena que utilizan para mejorar la conducción de los hidrocarburos.
De un estándar de punción hacia la roca generadora seteado cada 80 metros, varios operadoras están migrando hacia fracturas más cercanas, hasta los 50 metros, incrementando además la cantidad de arena que inyectan para mantener la comunicación abierta e incrementar así el nivel de producción que cada pozo aporta.
El director general de Upstream de PAE, Danny Massachese, advirtió que así como los pozos más largos se topan con la falta de equipos especiales, el mayor uso de arenas de fractura fuerza a buscar una forma de reducir el costo de ese insumo.
La curva de aprendizaje alcanzada marca para las firmas que, a mayor longitud de rama lateral y etapas de fractura, es superior la producción alcanzada.
“Hemos comprobado que con pozos más largos la productividad adicional que incorpora cada fractura es lineal”, aseguró el VP de Usptream de YPF, Pablo Bizzotto.
“Planeamos ir hacia pozos más extensos, para llegar al menos a los 2.800 metros de rama, pero tenemos una limitación con los equipos”, explicó Ricardo Markous de Tecpetrol.
“Hacer pozos extensos no es sencillo pero es necesaria una mayor longitud para tener competitividad ante otras cuencas”, sostuvo Daniel De Nigris de ExxonMobil.
El pozo LLL 262 (h) de YPF marcó un hito para la compañía y el país al convertirse en el primer desarrollo XL a un bajo costo.
En números
3.270 metros tiene la rama lateral más extensa perforada en Vaca Muerta. El pozo total supera los 6.200 metros.
14 millones de dólares demandó el pozo más extenso de YPF que se perforó en 37 días.
30.000 toneladas de arena por mes utiliza Tecpetrol para su desarrollo en Fortín de Piedra. En breve incrementarán su utilización.
Por Victoria Terzaghi - Rio Negro
En el medio de la estepa patagónica, donde la zampa y la jarilla reinan en las tierras de la Vaca Muerta, la batalla por la reducción de los costos de producción de gas natural y petróleo está entablada. A poco más de siete años de ese primer pozo llegó a la roca generadora, las operadoras coinciden en empezar a migrar el diseño de sus perforaciones más allá de la barrera de los 3.000 metros de rama lateral.
En el transitar de la curva de aprendizaje sobre la formación no convencional, una suerte de receta sobre cómo deben ser los pozos se instauró hace poco más de un año. La medida que cuajó mejor fue la de realizar perforaciones con ramas laterales de 2.500 metros y un poco más de 25 etapas de fractura.
Pero así como los pozos de 1.000 y 1.500 metros de ramas horizontales quedaron obsoletos hace tiempo, la receta está a punto de cambiar y marcar una nueva era en Vaca Muerta, en la que los desarrollos XL se avisoran como la gran estrella para ganar esa batalla entablada en la reducción de costos.
El 3 de agosto pasado la petrolera de mayoría estatal YPF conectó su primer pozo XL, un desarrollo que demandó 14 millones de dólares y que con 3.200 metros de longitud representa algo así como capturar la producción de un tramo que es igual a toda la avenida 9 de Julio de Buenos Aires.
Con esa experiencia ganada, es que el vicepresidente de Upstream de YPF, Pablo Bizzotto, sostuvo que “viendo la productividad de este pozo, seguramente vamos a intentar ir siempre un poquito más allá porque hemos comprobado que a medida que hacemos pozos más largos la productividad adicional que incorpora cada fractura es lineal”.
Y remarcó la importancia de ello pues sostuvo que con ese incremento en la productividad “podemos lograr una reducción del costo desarrollo importante que cada vez nos acerca a ser más competitivos con Permian”.
Bizzotto señaló que la enseñanza ganada con el pozo realizado en Loma Campana más allá del año de planificación que demandó, “nos permitió comprobar a nosotros mismos y a la industria también que podíamos hacerlo a un costo competitivo y sin inconvenientes y esto de alguna manera marca un cambio en el desarrollo de Vaca Muerta”.
Es que hasta el momento los demás desarrollos de más de 3.000 metros de extensión horizontal, como es el caso de ExxonMobil, demandaron el mismo nivel de inversión sólo para la etapa de perforación.
Pero YPF no es la única operadora embarcada en entrar en la era de los XL. El director general de Desarrollo de Negocios de Tecpetrol, Ricardo Markous, reveló que “estamos también planeando ir más allá de los 2.500 metros de rama lateral”.
El referente de la petrolera del Grupo Techint contó que “tenemos algunas limitaciones pero estamos aumentando los equipos de bombeo para tratar de llegar al menos a los 2.800 metros en un plan en el que también estamos analizando incrementar las etapas de fractura”.
ExxonMobil es la operadora que pretende hacer punta de flecha en esta nueva era. Y así como fue la primera en encarar el primer pozo XL de Vaca Muerta con el apoyo de XTO, ya encara el primer pad de pozos de 3.000 metros.
El country manager de ExxonMobil, Daniel De Nigris, precisó que “en Pampa de las Yeguas estamos desarrollando el primer pad de tres pozos de 3.000 metros de rama lateral con un total de 158 etapas de fracturas”. Según precisó “ya vamos por la mitad con un promedio de 3,5 etapas de fractura por día y picos de 6”.
Y destacó que en Bajo del Choique “el skidding rig ya se movió para comenzar un nuevo pad de 3.000 metros con 53 etapas de fractura”.
Pero estirar la receta de los pozos representa varios escollos que sortear siendo el principal el de la falta a nivel país de equipos que permitan perforar en esas extensiones. “Desarrollar pozos más extensos no es sencillo pero es necesario para tener competitividad ante otras cuencas del mundo”, remarcó De Nigris.
Más fracturas y arena
Paralelamente a la extensión de los pozos, la mayoría de las operadoras avanzan hacia un incremento tanto en la cantidad de etapas de fracturas como en la cantidad de arena que utilizan para mejorar la conducción de los hidrocarburos.
De un estándar de punción hacia la roca generadora seteado cada 80 metros, varios operadoras están migrando hacia fracturas más cercanas, hasta los 50 metros, incrementando además la cantidad de arena que inyectan para mantener la comunicación abierta e incrementar así el nivel de producción que cada pozo aporta.
El director general de Upstream de PAE, Danny Massachese, advirtió que así como los pozos más largos se topan con la falta de equipos especiales, el mayor uso de arenas de fractura fuerza a buscar una forma de reducir el costo de ese insumo.
La curva de aprendizaje alcanzada marca para las firmas que, a mayor longitud de rama lateral y etapas de fractura, es superior la producción alcanzada.
“Hemos comprobado que con pozos más largos la productividad adicional que incorpora cada fractura es lineal”, aseguró el VP de Usptream de YPF, Pablo Bizzotto.
“Planeamos ir hacia pozos más extensos, para llegar al menos a los 2.800 metros de rama, pero tenemos una limitación con los equipos”, explicó Ricardo Markous de Tecpetrol.
“Hacer pozos extensos no es sencillo pero es necesaria una mayor longitud para tener competitividad ante otras cuencas”, sostuvo Daniel De Nigris de ExxonMobil.
En números
3.270 metros tiene la rama lateral más extensa perforada en Vaca Muerta. El pozo total supera los 6.200 metros.
14 millones de dólares demandó el pozo más extenso de YPF que se perforó en 37 días.
30.000 toneladas de arena por mes utiliza Tecpetrol para su desarrollo en Fortín de Piedra. En breve incrementarán su utilización.
No hay comentarios:
Publicar un comentario