Muchos suelen recurrir a Google Maps (el servicio satelital de mapas) para ubicar locaciones petroleras. Pero en el caso de El Orejano, que explota YPF en sociedad con Dow, casi no tiene sentido: luce absolutamente desactualizado. No es que la popular aplicación haya caído en desgracia sino que las imágenes que se muestran son de 2014 cuando el área apenas comenzaba a moverse. Tres años después tiene más de 60 pozos en extracción, dos plantas separadoras funcionando y produce 4,5 millones de metros cúbicos de gas, extraídos desde la formación Vaca Muerta.

La velocidad del proyecto, el primer yacimiento de shale gas en desarrollo fuera de América del Norte, se apoyó en la productividad conseguida por el equipo de No Convencionales (NOC) de la petrolera nacional y en los programas de precios diferenciales para el gas.

Con las primeras perforaciones, la mayoría de ellas verticales y exploratorias, consiguieron realizar un mapeo exhaustivo del bloque y sacar una producción cercana a 1,5 millones de metros cúbicos. Con la segunda etapa, de treinta pozos horizontales, triplicaron la extracción en apenas un año y meses.

Una muestra de los niveles de productividad alcanzados, que incluyen conocimiento de la roca generadora, ajustes de logística y un mayor rendimiento laboral, lo demuestra el Pad 21. El staff de NOC, que ahora dirige Gustavo Astie, conectó hace pocos días un set de seis pozos horizontales, ubicados en línea recta y separados en superficie por apenas nueve metros.

Esa media docena de perforaciones producen 1,1 millones de metros cúbicos diarios y aún están en etapa de ensayo por lo que podrían alcanzar 1,5 ó 1,7 millones de metros cúbicos por día.

El proyecto tuvo un costo aproximado de 60 millones de dólares y demandó alrededor de 220 días. Con la utilización de nuevas tecnologías y el método de batch drilling (perforación en línea con las torres caminadoras), YPF consiguió aumentar un 23% los metros perforados en la operación y reducir un 45% los días de trabajo.

Seis en línea

Se trata del primer desarrollo de la compañía con seis pozos en línea. Tienen otros de cuatro y cinco. El número depende más del espacio en el subsuelo que de las dimensiones en la superficie, pese a que estos proyectos demandan extensas locaciones.

“Río Negro Energía” fue el primer medio en recorrer la joya del shale gas en el país. Daniela Ceccon, líder de estudios shale en El Orejano, explicó que en el Pad 21 se direccionaron cinco pozos hacia el norte y el restante, el más extenso, de 2.200 metros de rama lateral, hacia el sur.

Todas las perforaciones son geonavegadas por una de las tres zonas definidas como las de mayor rendimiento en ese pedacito de Vaca Muerta enterrada a unos 3.000 metros bajo tierra. Allí la formación no convencional tiene un espesor de entre 180 y 240 metros, pero cada capa por la que avanzan los trépanos no tienen más de 30 metros.

“En total, sumando los metros verticales y horizontales, se perforaron 29,9 kilómetros. Es como ir de Neuquén a Allen”, explicó Ceccon dentro de uno de los trailers que la operadora usa como oficinas en el bloque.

Actualmente los pozos del Pad 21 producen por un orificio de ocho milímetros. Esta es una de las claves de la productividad. Los pozos no convencionales entregan una gran producción inicial y tienden a declinar rápidamente. Esa es una de las razones por las que tanto el shale como el tigth necesitan de un plan de perforación continuado en modo factoría.

“Si hacemos producir al pozo con mucho caudal al inicio, corremos el riesgo de agotarlo rápidamente provocando que pierda presión por el cierre de las fracturas”, explicó Andrés Ponce, gerente del activo Gas Norte en YPF, quien agregó que las válvulas de producción se van agrandando con el paso del tiempo y en la medida que el pozo va dando buenas señales.

Una escenografía lunar

El Orejano está al costado de la Ruta 7. Poco más de media hora después de pasar Añelo en dirección a Rincón de los Sauces. El área se parece muy poco a Loma Campana, el bloque estrella de Vaca Muerta, donde está la gerencia de no convencionales de YPF, la planta de arenas, las baterías de producción y las salas de control de perforación y producción, entre otras instalaciones.

Tiene apenas 45 kilómetros cuadrados. Es literalmente un botón dentro de los 30.000 kilómetros cuadrados que ocupa Vaca Muerta.

Cuando los ingenieros muestran un mapa del subsuelo del bloque la gráfica es lo más parecida a un esquema de subtes en una gran ciudad: las líneas que representan las perforaciones horizontales se intercalan, una al lado de la otra, como en una sopa de letras ya resuelta.

“Podés recorrer todo el yacimiento y la aguja del combustible de la camioneta ni se mueve”, bromea Ponce, acostumbrado a viajar grandes extensiones dentro de un yacimiento.

Recorrer las picadas de El Orejano permite fantasear por un momento con habitar una especie de escenografía lunar decorada con grandes rocas de formas ovaladas como platos voladores que, practicando un frágil equilibrio sobre otras piedras más pequeñas, buscan robarse el protagonismo de un loop galáctico imposible de apagar.

El terreno es hostil al punto de que para montar las locaciones, donde se instalará la torre de perforación, se necesitan realizar voladuras de suelo. No alcanza con las retroexcavadoras clásicas.

Si bien el área no tiene “lujos petroleros”, como esos jardines artificiales que suelen montarse en medio de la dura barda neuquina, cuenta con todos los fierros de un proyecto próspero. Desde febrero funciona la segunda Unidad de Separación Primaria (USP).

La planta permite procesar 2 millones de metros cúbicos diarios, pero puede ampliarse hasta 4 millones. Las instalaciones costaron 40 millones de dólares y su funcionamiento podría automatizarse por completo.

Las instalaciones se montaron luego de que la USP I se quedara al tope de su capacidad, tras el salto productivo que dio el bloque en el último año y medio.

Andrés Ponce, gerente del activo Gas Norte de YPF, explica con claridad parte del ABC de los no convencionales: “acá no hay reservorio donde ir a sacar el gas o el petróleo. Se va creando a medida que se perfora”. Los proyectos shale y tight, si bien se apoyan en concesiones de 35 años, suelen tener un período muy corto en el que se alcanza el pico productivo. Este puede extenderse entre cinco y siete años y luego comienzan un sostenido declino.

En el caso de El Orejano su época dorada se extenderá por unos cinco o seis años más. Sin embargo en el futuro inmediato esa estimación podría ampliarse aún más.

Una de las apuestas que podría cambiar las estimaciones iniciales de Vaca Muerta, que ya de por sí son muy optimistas, son las refracturas. Para sacar el hidrocarburo de la roca generadora se utilizan, dependiendo del diseño de cada operadora y la extensión del pozo, entre 15 y 40 etapas de fractura.

Esas grietas que se crean son las que con el tiempo y los cambios de presiones se van cerrando para casi dejar la roca como en su estado original: sin porosidad ni permeabilidad. La refractura, sería como una suerte de recuperación secundaria, que permitiría extender la vida útil de las perforaciones a costos significativamente menores.

Por el momento en el país no se ensayaron refracturas. Justamente el equipo de El Orejano de YPF planifica iniciar las primeras pruebas el año que viene. “Por ahora estamos estudiando. Hay que elegir muy bien el candidato –por la perforación– y analizar de qué manera se completa la maniobra. Un fracaso por una mala decisión podría hacer creer que la técnica no funciona”, explica Daniela Ceccon, líder de estudios shale en el bloque.

Pero más allá de los planes futuros, El Orejano tiene camino para seguir creciendo dentro del plan original. Se espera que el área llegue a unos 5,7 millones de metros cúbicos diarios. El lunes pasado un tablero digital dentro de las oficinas del yacimiento marcaba 4.575.742 metros cúbicos, una marca que está por debajo del récord ya alcanzado.