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En el corazón de Vaca Muerta, donde yacen las reservas de shale gas y oil más prometedoras de América Latina, una tecnología discreta pero revolucionaria ha transformado el panorama energético: el Managed Pressure Drilling (MPD), o Perforación a Presión Gestionada.
Mientras Argentina acelera su camino hacia la autosuficiencia energética, con exportaciones de gas que podrían rivalizar con las de Qatar para 2030, el MPD emerge no como un gadget futurista, sino como el engranaje esencial que ha reducido costos, acelerado operaciones y minimizado riesgos en una de las formaciones geológicas más desafiantes del mundo.
Pero, ¿qué es exactamente esta herramienta que ha pasado de ser un experimento a un estándar en la mayoría de los pozos de desarrollo?
El MPD: control preciso en un pozo impredecible en Vaca Muerta
Imaginemos perforar un pozo a miles de metros de profundidad, donde la presión del fondo del pozo (PBH, por sus siglas en inglés) oscila entre la frágil estabilidad de la roca porosa y el riesgo inminente de fracturarla. En perforaciones convencionales, esto generaba pérdidas de circulación de fluidos, tiempos muertos prolongados y costos exorbitantes –hasta 10 millones de dólares por pozo en Vaca Muerta.
El MPD cambia el juego al tratar el anillo entre la broca y la pared del pozo como un "recipiente de presión" adaptable. Desarrollada en los años 90 por la industria petrolera global, esta técnica utiliza sistemas como el Rotating Control Device (RCD) y monitoreo digital automatizado para aplicar contrapresión superficial en tiempo real. Principios como el Constant Bottom Hole Pressure (CBHP) mantienen la presión constante, permitiendo perforaciones en modo bajo balanceado o dinámico, con fluidos más livianos y tasas de penetración (ROP) hasta un 25% superiores.
En esencia, el MPD no es una perforación "sobrebalanceada" estática, sino un proceso proactivo que anticipa y mitiga eventos no planificados, como brotes o colapsos de formación.
Según un informe técnico de la International Association of Drilling Contractors (IADC), el MPD "es un proceso de perforación adaptativo que controla con precisión la presión anular para prevenir influxos y pérdidas, optimizando la ventana operativa entre presión poral y de fractura".
En Vaca Muerta, donde esta ventana es notoriamente estrecha –especialmente en formaciones como Quintuco y la propia Vaca Muerta–, la tecnología ha sido clave para perforar secciones largas de un solo tramo, eliminando entubaciones intermedias innecesarias.
De los desafíos a la adopción masiva: una década de evolución
Hace más de una década, los operadores en Neuquén enfrentaban un dilema: la geología de Vaca Muerta, con sus altas presiones y temperaturas extremas, hacía que la perforación convencional fuera ineficiente y riesgosa. Proyectos piloto, como los implementados por YPF en asociación con Schlumberger (SLB) en bloques como Loma Campana y Añelo, marcaron el inicio. Un caso emblemático, documentado en un paper de la Society of Petroleum Engineers (SPE), detalla cómo el MPD en pozos de shale gas permitió superar operaciones extendidas en reach (ERD), reduciendo tiempos no productivos en un 40%.
Hoy, el MPD es omnipresente: la mayoría de los pozos de desarrollo en la cuenca se planifican con esta tecnología, según datos de empresas como Weatherford y Halliburton, líderes en el despliegue local.
Archer, a través de su adquisición de ADA Argentina en 2024, opera tres sistemas MPD activos en Vaca Muerta, atendiendo a clientes mayores como YPF. Nabors Industries, con sus rigs PACE-F integrados, reporta ahorros operativos que han impulsado un salto productivo: de 20 pozos mensuales en 2015 a más de 100 en 2025, con exportaciones de crudo que superan las 300.000 barriles diarios.
Fuentes oficiales argentinas, como informes de la Secretaría de Energía, destacan que el MPD ha alineado a Vaca Muerta con estándares globales, contribuyendo a un incremento del 15% en la eficiencia general de la cadena de valor. En EE.UU., el Bureau of Safety and Environmental Enforcement (BSEE) –dependiente del Departamento de Interior– valida estos avances en un análisis técnico de 2015, donde se enfatiza que el MPD "ofrece mejores formas de controlar la PBH en entornos de alto riesgo, originándose en técnicas de perforación bajobalanceada".
Beneficios cuantificables: Menos riesgos, más ganancias
Los números hablan por sí solos. Un estudio de la Universidad de Leoben (Austria), en colaboración con la industria, estima que el MPD reduce eventos de pozo en un 30-50%, cortando horas operativas y minimizando el uso de lodos caros.
En Vaca Muerta, esto se traduce en ahorros de hasta 2 millones de dólares por pozo, según Halliburton, que implementó su sistema Victus™ en Neuquén con resultados en reducción de pérdidas de circulación del 90%.Desde una perspectiva académica, un paper de la Universidad de Texas (2021) sobre control dinámico de pozos cerrados con MPD resalta su rol en la mitigación de riesgos ambientales: menos fluidos perdidos significa menor impacto en acuíferos locales, un tema sensible en la Patagonia.
Otro análisis del MIT (2022) en optimización numérica de pozos integra MPD con herramientas de logging para ERD, concluyendo que acelera el desarrollo de yacimientos no convencionales en un 20%. Sin embargo, no todo es idílico. Críticos, como un reporte del Stockholm Environment Institute (2021), advierten sobre implicancias hídricas en cuencas como la del Río Neuquén, aunque el MPD mitiga –no elimina– estos riesgos al optimizar el uso de agua en fracturamiento hidráulico posterior.