La mejora de los estándares operativos en Vaca Muerta quedó reflejada durante julio en un indicador que suele pasar desapercibido en la agenda hidrocarburífera: la cantidad de pozos perforados, pero no completados — DUC’s, drilling but uncompleted– en el play no convencional de la cuenca Neuquina. Según informe elaborado por la consultora Tecnopatagonia, el stock de pozos DUC’s descendió desde más de 80 a principios de año a unos 45 en la actualidad. Aunque en sí mismo parece un dato técnico más de la industria, puesto en contexto la retracción de la cantidad de pozos perforados no completados está evidenciando un cambio interesante en la dinámica de la actividad en Vaca Muerta.
A lo largo de 2023 algunas petroleras dejaron de perforar nuevos pozos porque no podían fracturar los que ya habían perforados por falta de capacidad de completación (sets de fractura) y de evacuación y transporte de hidrocarburos (redes de oleoductos, almacenamiento y puntos de exportación). En los últimos meses, sin embargo, esa realidad parece haberse modificado porque las compañías de servicios especiales —Halliburton, Schlumberger, Clafrac, Weatherford y Tenaris, entre otras— sumaron capacidad de bombeo en las unidades de estimulación hidráulica. Prueba de eso es que la cantidad de etapas subió de un plateau de 1400 por mes a otro de 1700 en junio y julio, según los números relevados por Tecnopatagonia.
“Si bien es un hecho que en 2024 se sumaron algunos sets de fractura (existen 10 sets activos) y se estandarizó la estimulación de los pozos mediante técnicas como el dual-frac o el simil-frac, en la mejora de la eficiencia también incidió que varias de las compañías del segmento incorporaron bombas para operar cada set con una potencia de 60.000 caballos de fuerza hidráulica (HHP, hidraulic horse power) cuando el año pasado fracturaban con 40.000 HHP”, explicó Mariano de la Riestra, director de Patagonia.
Cuello de botella: perforación
Al mismo tiempo, la ampliación del sistema de evacuación de petróleo desde Neuquén hacia el Atlántico —se está transportando cada vez más crudo por camión hacia el puerto de Bahía Blanca— y también hacia el Pacífico a través de la optimización de Otasa —el oleoducto que conecta con Chile—, por lo que la producción de crudo desde Vaca Muerta crece mes a mes pese a que aún no ingresó en operación la expansión de la red de Oldelval, prevista para el último trimestre del año y la primera mitad de 2025.
Ambos fenómenos —el robustecimiento y la mejora de la eficiencia operativa en la instancia de completación de pozos y la ampliación de la capacidad de evacuación de crudo desde Neuquén— se combinaron para que el cuello de botella de la explotación de Vaca Muerta se empiece a trasladar hacia la cantidad de equipos de perforación activos en la cuenca Neuquina. Según el reporte de Tecnopatagonia, el stock de pozos DUC’s existentes se redujo hasta los 44 a fines de julio. «En tiempos en que el stock era más elevado llegamos a tener más de 80 pozos, lo que facilitaba la la organización y planificación de las operaciones», explicó De la Riestra.
Costos ocultos
El modelo factoría que se utiliza en la explotación no convencional requiere que la capacidad de los equipos de perforación esté alienada con la de los sets de fractura. El riesgo de que la cantidad de pozos DUC’s siga cayendo es que atente contra la eficiencia de los sets de fractura, dado que lo ideal es que los equipos de completación puedan operar a full capacity para opetimizar su estructura de costos.
En julio se registraron 34 equipos de perforación operativos en Vaca Muerta. «Cuando una parte de la cadena se detiene por falta de pozos, equipos o cualquier otro motivo, esa ineficiencia repercute en todo el sistema», indicó el ejectuvo, antes de agregar: “Como ya se sabe que hacia fines de 2024 habrá 12 sets de fractura activos en Vaca Muerta, lo que se va a suceder, si no se suman nuevos rigs de perforación, es que bajará el ritmo de completación de cada uno de los sets”, explicó De la Riestra.
Según la proyección trazada por Tecnopatagonia, hacia finales del año, cuando se cristalice la operación en Vaca Muerta con 12 sets de fractura, podría superarse la cifra de 2000 etapas por mes. “Pero eso va a suceder si al mismo tiempo el parque de rigs de perforación acompaña la expansión de la capacidad de completación. En caso contrario, los sets de fractura empezarán a operar más despacio y la tendencia del factor de ocupación de los equipos de completación irá a la baja, generando un costo oculto en el costo total del pozo”, concluyó De la Riestra.
