En menos de un a帽o desde sus primeras perforaciones, Fort铆n de Piedra logr贸 consolidarse como el bloque unitario que produce la mayor cantidad de gas natural del pa铆s y que es responsable en buena medida del incremento de la producci贸n nacional del fluido. En la clave del 茅xito 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 incorporaci贸n a una empresa hidrocarbur铆fera de procesos y formas de trabajo propios de la siderurgia. 

El encargado de explicar la receta del 茅xito de Fort铆n 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 formaci贸n no convencional, fue uno de los art铆fices del desarrollo pionero que YPF realiz贸 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 sider煤rgica y considero que lo venimos haciendo bien, asegur贸 Iuliano en un di谩logo con R铆o Negro Energ铆a en el que explic贸 c贸mo fue evolucionando aceleradamente el dise帽o de los pozos de Tecpetrol. 

La fase de piloto en Fort铆n de Piedra fue realmente breve. La firma encar贸 dos perforaciones verticales para poder perfilar la roca generadora y cinco horizontales con ramas que tuvieron apenas 1.500 metros de extensi贸n. Una vez que se determin贸 el horizonte a navegar que en ese momento fue el Org谩nico se pas贸 a la fase de desarrollo masivo con ramas horizontales que ya alcanzaban los 2.000 metros. Originalmente perfor谩bamos la gu铆a que a铆sla acu铆feros, una ca帽er铆a intermedia hasta el calc谩reo Quintuco porque tiene una presi贸n inferior a Vaca Muerta y se necesita controlar esta zona de baja presi贸n, y desde all铆 se perforaba el horizontal, indic贸 Iuliano. Esa fue la arquitectura de los primeros pozos que la operadora realiz贸 en el 谩rea ubicada al norte de A帽elo y que partieron de la determinaci贸n que hasta el momento se mantiene Tecpetrol para el distanciamiento entre las ramas horizontales. 

Determinamos que el distanciamiento 贸ptimo entre pozos, que es lo que permite maximizar las reservas que hay en subsuelo y no sobreinvertir, es de 225 metros, explic贸 Iuliano aunque agreg贸 que no descartan estudiar con alg煤n piloto modificar por m谩s o por menos esa distancia que la mayor铆a de las operadoras tiene fijada en casi 300 metros. Sobre una locaci贸n est谩ndar 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 perforaci贸n horizontal. En el nuevo dise帽o de los pozos se modific贸 el di谩metro de los ductos utilizados para controlar mejor las diferentes presiones.

 Nuevo dise帽o 

Con apenas seis meses a cuestas en el 谩rea, la petrolera resolvi贸 modificar su arquitectura de pozos para migrar hacia un dise帽o que denominaron como de pozos robustos. Pasaba que costaba bastante estabilizar la perforaci贸n y en algunos casos se tardaba m谩s y por eso se aprendi贸 y se migr贸 a un dise帽o en el cual se agreg贸 una ca帽er铆a m谩s, indic贸 Iuliano. Este nuevo esquema comienza con una gu铆a de mayor di谩metro: se pas贸 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 all铆 se emprenden ahora las ramas laterales que culminan en ductos de 5 pulgadas. Esta nueva arquitectura de pozos es la que le permiti贸 a la operadora estandarizar los procesos para buscar llevar la actividad hacia esa l贸gica de trabajo propia de la siderurgia. Pero adem谩s Iuliano detall贸 que les posibilit贸 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 m谩s que logramos son los que compensan el costo del cambio del dise帽o, remarc贸 Iuliano y detall贸 que mientras con los pozos slim pod铆an demorarse entre 23 y 40 d铆as, con los pozos robustos la perforaci贸n se estandariz贸 en 30 d铆as. Incluso hemos tenido algunos mejores, de 27 d铆as, por lo que la expectativa que tenemos a seis meses de este cambio es poder disminuir el tiempo de perforaci贸n y llevar la extensi贸n de las ramas al l铆mite t茅cnico, enfatiz贸. Pablo Iuliano enfatiza la importancia del aprendizaje continuo. 

Recientemente la operadora comenz贸 a realizar sus pads con destino a dos horizontes, dado que debajo de Fort铆n de Piedra tambi茅n 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, explic贸. El dise帽o de los pozos con este nuevo plan contempla unas 34 etapas de fractura por cada pozo, dado que la operadora opt贸 por realizar las punciones cada 70 贸 75 metros. Aunque seg煤n anticip贸 Iuliano es otro de los puntos en donde la operadora realizar谩 pruebas para estudiar los resultados de incorporar una mayor cantidad de etapas de fractura. 

Con la arquitectura ya definida, la incorporaci贸n 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 d贸lares. Ese costo representa para la operadora un promedio de 1.500 d贸lares 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 a帽o que viene. 

A un a帽o de habernos lanzado estamos muy conformes con c贸mo venimos haciendo las cosas y creemos que todav铆a hay espacio para mejorar, asegur贸 Iuliano y remarc贸 que desarrollar nuestro modelo de factor铆a con principios de ingenier铆a industrial es lo que nos va a ayudar a mejorar en mucho los tiempos de construcci贸n de pozos, que al final del d铆a es lo que da m谩s eficiencia y pozos m谩s 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 r茅cord en Vaca Muerta en lo que hace a etapas de fracturas con 7 y 8 etapas por d铆a. 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 n煤meros 64 son los pozos perforados que posee el bloque. 

A ellos se suman otros 14 en proceso de perforaci贸n. 13 millones de d贸lares es el costo que en promedio alcanza cada pozo terminado en el 谩rea. 70 metros es la distancia m铆nima que la firma utiliza para realizar las perforaciones en las ramas laterales de sus pozos, que alcanzan los 2.500 metros. Un pozo est谩ndar de Tecpetrol en Vaca Muerta contempla un promedio de 34 etapas de fractura. 

En agosto Fort铆n de Piedra alcanz贸 un nivel de producci贸n diaria de gas de 11 millones de metros c煤bicos, pero el plateau que la operadora de Paolo Rocca proyecta es de al menos 15 millones de metros c煤bicos por d铆a. Para lograr esa producci贸n las proyecciones indican que se deber谩n completar entre 120 y 150 pozos en el 谩rea en donde hasta el mes pasado la operadora contaba con 64 pozos perforados y 14 en proceso de perforaci贸n. En esa definici贸n juegan fuerte dos factores: por un lado las limitaciones del mercado interno en los per铆odos valle y por el otro la instauraci贸n de topes en los vol煤menes que el gobierno nacional est谩 dispuesto a reconocer como parte del nuevo Plan Gas. 

En el primer caso desde Tecpetrol ya se adelant贸 que se est谩 avanzando en el estudio de almacenamiento de gas en reservorios depletados para poder acumular producci贸n en los meses de calor y extraerla luego durante los inviernos cuando la demanda del pa铆s excede a la producci贸n local. En el segundo caso, la reforma anunciada de la Resoluci贸n 46/17 a煤n no ha sido publicada, por lo cual la 煤nica certeza que posee tanto Tecpetrol como las dem谩s operadoras alcanzadas es que a partir de enero del a帽o entrante se aplicar谩 la primera reducci贸n del sendero de precios que pasar谩 de 7,50 a 7 d贸lares por mill贸n de BTU.