En menos de un año desde sus primeras perforaciones, Fortín de Piedra logró consolidarse como el bloque unitario que produce la mayor cantidad de gas natural del país y que es responsable en buena medida del incremento de la producción nacional del fluido.

En la clave del éxito de la petrolera del Grupo Techint hay dos factores que han sido determinantes: por un lado una renovada arquitectura de los pozos con destino a Vaca Muerta y, por el otro, la incorporación a una empresa hidrocarburífera de procesos y formas de trabajo propios de la siderurgia.

El encargado de explicar la receta del éxito de Fortín de Piedra fue el manager regional de la Cuenca Neuquina de Tecpetrol, Pablo Iuliano. Este ingeniero de hablar pausado y mirada firme puede ser considerado como el arquitecto de cabecera de Vaca Muerta, pues antes de tener a su cargo el principal desarrollo de shale gas de la formación no convencional, fue uno de los artífices del desarrollo pionero que YPF realizó en Vaca Muerta con Loma Campana.

“Lo que buscamos incorporar como novedad es un modelo industrial adquirido por la gran experiencia que tiene el Grupo Techint en la industria siderúrgica y considero que lo venimos haciendo bien”, aseguró Iuliano en un diálogo con “Río Negro Energía” en el que explicó cómo fue evolucionando aceleradamente el diseño de los pozos de Tecpetrol.

La fase de piloto en Fortín de Piedra fue realmente breve. La firma encaró dos perforaciones verticales para poder perfilar la roca generadora y cinco horizontales con ramas que tuvieron apenas 1.500 metros de extensión.

Una vez que se determinó el horizonte a navegar –que en ese momento fue el Orgánico– se pasó a la fase de desarrollo masivo con ramas horizontales que ya alcanzaban los 2.000 metros.

“Originalmente perforábamos la guía que aísla acuíferos, una cañería intermedia hasta el calcáreo Quintuco porque tiene una presión inferior a Vaca Muerta y se necesita controlar esta zona de baja presión, y desde allí se perforaba el horizontal”, indicó Iuliano.

Esa fue la arquitectura de los primeros pozos que la operadora realizó en el área ubicada al norte de Añelo y que partieron de la determinación que hasta el momento se mantiene Tecpetrol para el distanciamiento entre las ramas horizontales.

“Determinamos que el distanciamiento óptimo entre pozos, que es lo que permite maximizar las reservas que hay en subsuelo y no sobreinvertir, es de 225 metros”, explicó Iuliano aunque agregó que no descartan estudiar con algún piloto modificar por más o por menos esa distancia que la mayoría de las operadoras tiene fijada en casi 300 metros.

Sobre una locación estándar de 150 por 150 metros, las bocas de los pozos se emplazan cada 10 metros y logran por medio de un direccional ese distanciamiento que se da en forma previa al inicio de la perforación horizontal.

En el nuevo diseño de los pozos se modificó el diámetro de los ductos utilizados para controlar mejor las diferentes presiones.

Nuevo diseño

Con apenas seis meses a cuestas en el área, la petrolera resolvió modificar su arquitectura de pozos para migrar hacia un diseño que denominaron como de pozos “robustos”.

“Pasaba que costaba bastante estabilizar la perforación y en algunos casos se tardaba más y por eso se aprendió y se migró a un diseño en el cual se agregó una cañería más”, indicó Iuliano.

Este nuevo esquema comienza con una guía de mayor diámetro: se pasó de 9 5/8’’ a 13 3/8’’, para dar paso luego a una primera intermedia a Quintuco y una segunda intermedia hasta el inicio de Vaca Muerta. Desde allí se emprenden ahora las ramas laterales que culminan en ductos de 5 pulgadas.

Esta nueva arquitectura de pozos es la que le permitió a la operadora estandarizar los procesos para buscar llevar la actividad hacia esa lógica de trabajo propia de la siderurgia. Pero además Iuliano detalló que les posibilitó extender sus ramas laterales de los 2.000 metros a 2.500 metros e incluso incursionar en un pozo de 2.800 metros.

“Esos metros más que logramos son los que compensan el costo del cambio del diseño”, remarcó Iuliano y detalló que mientras con los pozos “slim” podían demorarse entre 23 y 40 días, con los pozos “robustos” la perforaci ón se estandarizó en 30 días.

“Incluso hemos tenido algunos mejores, de 27 días, por lo que la expectativa que tenemos a seis meses de este cambio es poder disminuir el tiempo de perforación y llevar la extensión de las ramas al límite técnico”, enfatizó.

Pablo Iuliano enfatiza la importancia del aprendizaje continuo. (juan thomes)

Dos horizontes

Recientemente la operadora comenzó a realizar sus pads con destino a dos horizontes, dado que debajo de Fortín de Piedra también hay una basta zona de lo que se conoce como “La Cocina”.

“Estamos perforando a esos dos horizontes, manteniendo un distanciamiento de unos 40 a 60 metros y la distancia entre las ramas ya fijada”, explicó.

El diseño de los pozos con este nuevo plan contempla unas 34 etapas de fractura por cada pozo, dado que la operadora optó por realizar las punciones cada 70 ó 75 metros. Aunque según anticipó Iuliano es otro de los puntos en donde la operadora realizará pruebas para estudiar los resultados de incorporar una mayor cantidad de etapas de fractura.

Con la arquitectura ya definida, la incorporación del modelo industrial de trabajo es la que cobra peso y permite reducir costos y plazos.

De momento para Tecpetrol el costo estimado de cada pozo de 2.500 metros de rama lateral se ubica en torno de los 12 a 13 millones de dólares.

Ese costo representa para la operadora un promedio de 1.500 dólares por pie estimulado, en donde el costo de fractura es el gran factor a achicar y en donde se fijan las mayores expectativas pues la firma espera poder reducirlo en un 10% para junio del año que viene.

“A un año de habernos lanzado estamos muy conformes con cómo venimos haciendo las cosas y creemos que todavía hay espacio para mejorar”, aseguró Iuliano y remarcó que desarrollar nuestro modelo de factoría con principios de ingeniería industrial es lo que nos va a ayudar a mejorar en mucho los tiempos de construcción de pozos, que al final del día es lo que da más eficiencia y pozos más baratos”.

El objetivo de la operadora es lograr reducir un 10% para fines del primer semestre de 2019 el costo de cada pie estimulado.“Alcanzamos un récord en Vaca Muerta en lo que hace a etapas de fracturas con 7 y 8 etapas por día. Esto indica el foco en la eficiencia de las fracturas”.“Al mes pasado acumulamos 282 etapas de fractura, y en 24 horas logramos hacer 20 etapas de fractura con tres equipos”.Pablo Iuliano es el manager regional de la Cuenca Neuquina de Tecpetrol.En números64son los pozos perforados que posee el bloque. A ellos se suman otros 14 en proceso de perforación.13 millonesde dólares es el costo que en promedio alcanza cada pozo terminado en el área.70 metroses la distancia mínima que la firma utiliza para realizar las perforaciones en las ramas laterales de sus pozos, que alcanzan los 2.500 metros.Un pozo estándar de Tecpetrol en Vaca Muerta contempla un promedio de 34 etapas de fractura.

En agosto Fortín de Piedra alcanzó un nivel de producción diaria de gas de 11 millones de metros cúbicos, pero el plateau que la operadora de Paolo Rocca proyecta es de al menos 15 millones de metros cúbicos por día.

Para lograr esa producción las proyecciones indican que se deberán completar entre 120 y 150 pozos en el área en donde hasta el mes pasado la operadora contaba con 64 pozos perforados y 14 en proceso de perforación.

En esa definición juegan fuerte dos factores: por un lado las limitaciones del mercado interno en los períodos valle y por el otro la instauración de topes en los volúmenes que el gobierno nacional está dispuesto a reconocer como parte del nuevo Plan Gas.

En el primer caso desde Tecpetrol ya se adelantó que se está avanzando en el estudio de almacenamiento de gas en reservorios depletados para poder acumular producción en los meses de calor y extraerla luego durante los inviernos cuando la demanda del país excede a la producción local.

En el segundo caso, la reforma anunciada de la Resolución 46/17 aún no ha sido publicada, por lo cual la única certeza que posee tanto Tecpetrol como las demás operadoras alcanzadas es que a partir de enero del año entrante se aplicará la primera reducción del sendero de precios que pasará de 7,50 a 7 dólares por millón de BTU.