Rompiendo límites en Vaca Muerta: Tecpetrol perforó un pozo récord con tecnología de bajo costo

Tecpetrol alcanzó un nuevo récord de profundidad en la Cuenca Neuquina al perforar un pozo con tecnología de Motor de Fondo hasta los 6.579 metros, en el bloque gasífero Fortín de Piedra. La compañía superó su marca anterior de 5.743 metros en esta formación geológica mediante una combinación de herramientas operadas en tiempo real, que si bien es más tradicional que los modernos sistemas rotatorios permite menores costos.

La rama horizontal de este pozo se extendió a lo largo de 3.390 metros dentro de la roca de Vaca Muerta. El logro optimiza los costos operativos al extender los límites técnicos de un sistema de perforación más económico en comparación con los estándares de alta gama del mercado.

La marca en Fortín de Piedra representa un hito para la empresa energética del Grupo Techint en el desarrollo de sus operaciones de gas no convencional, aunque el récord absoluto de longitud en la Cuenca Neuquina permanece bajo el desarrollo de YPF. El pozo más largo registrado en la historia de la formación neuquina posee una extensión total de 8.376 metros, provisto de una rama lateral horizontal de 5.114 metros. Dicha perforación fue ejecutada por la compañía en el área Loma Campana, bloque que opera en sociedad con la estadounidense Chevron.

Ingeniería aplicada al shale

El avance de Tecpetrol se fundamenta en la aplicación de ingeniería de pozos para maximizar la eficiencia en la formación shale. La tecnología de Motor de Fondo (MDF) se colocó de forma directa por encima de la broca y recibió el impulso hidráulico derivado de la presión del propio lodo de perforación. Este mecanismo genera la fuerza de torsión necesaria en el extremo inferior de la estructura, lo que evita la necesidad de rotar la extensa columna de tubos de acero desde la superficie o permite hacerlo a revoluciones mínimas.

La reducción de la fricción estructural a lo largo de los 3.390 metros de la rama lateral mitiga el desgaste de los materiales, disminuye el riesgo de rupturas y otorga una estabilidad crítica para mantener la trayectoria programada dentro de la ventana navegable de la formación. La planificación y el monitoreo de la operación demandaron un proceso previo de seis meses por parte de los cuadros técnicos de la operadora. El planeamiento requirió simulaciones digitales y la integración de variables operativas basadas en experiencias de perforación a nivel internacional.

Durante la ejecución en el campo, explicó la compañía en sus redes sociales, la supervisión se centralizó de manera remota a través del Real Time Operations Center (RTOC), ubicado en las oficinas de la empresa en Buenos Aires. Esta infraestructura de conectividad de datos permitió registrar las variables de perforación en tiempo real, agilizar la toma de decisiones ante imprevistos geológicos y calibrar la precisión del trépano a la distancia.

“Lo logramos porque combinamos el MDF con un set de herramientas complementarias que ampliaron su capacidad técnica y abrieron camino para alcanzar resultados que estaban fuera de todo pronóstico”, explicó Jonathan Ghesla, Drilling Expert de la compañía, quien además destaca que la marca se obtuvo en el primer intento de perforación. Por su parte, Iván Griso, Drilling Principal, remarcó la centralidad del soporte remoto de la firma: “Dirigir la ejecución desde la sala nos permite optimizar muchos procesos y asegura una implementación más precisa. Es una ventaja que tiene Tecpetrol con respecto a otras operadoras de la Cuenca Neuquina”.

La inversión en software de automatización en superficie y el conocimiento de las herramientas específicas de proveedores de servicios permitieron el diseño de un ensamblaje de fondo optimizado. Roberto Damián Ron, Drilling Planning Expert, puntualizó que las reuniones y estimaciones previas fueron esenciales para resolver las complejidades de la rama horizontal.

Costos y tecnología de perforación

El logro de ingeniería de Tecpetrol se recorta sobre un escenario productivo en la Argentina donde el estándar de alta gama para los pozos horizontales más veloces está dominado por el Sistema Rotatorio Dirigido (RSS, por sus siglas en inglés: Rotary Steerable System). Esta tecnología es empleada de manera regular por operadoras como YPF y Vista, en coordinación con las grandes firmas de servicios petroleros internacionales como SLB, Halliburton y Baker Hughes, para acelerar los ciclos de perforación en el segmento del shale.

El sistema RSS opera en conjunto con herramientas de medición durante la perforación (MWD) y perfiles geológicos en tiempo real (LWD). Esta configuración tecnológica actúa como un sensor robótico que evalúa la radiación gamma, la densidad de la roca y la resistividad electromagnética del subsuelo de forma inmediata. Si los equipos de geonavegación detectan desviaciones respecto de la zona de mayor concentración de hidrocarburos, el RSS corrige la trayectoria en plena marcha sin interrumpir la rotación de los tubos.

Esta regularidad del pozo facilita la bajada posterior de las herramientas de wireline y los tapones empleados por los sets de fractura hidráulica a lo largo de las ramas kilométricas. Precisamente, el valor técnico del hito de Tecpetrol radica en haber alcanzado una distancia crítica de 6.579 metros eludiendo los altos costos asociados al alquiler de los equipos RSS.

La firma combinó el motor de fondo convencional con herramientas complementarias de última generación, tales como software de automatización en superficie (SmartSlide) y osciladores de fricción mecánica (Agitators). Esta reingeniería de procesos permitió mitigar las fuerzas de arrastre en el fondo del pozo y emular los rendimientos de limpieza y velocidad propios de sistemas más avanzados, consolidando un modelo de perforación de pozos largos altamente competitivo en su estructura de costos para el área de Fortín de Piedra.