Una experiencia realizada en Canadá abrió el debate sobre la posible aplicación de los pozos en U en la Cuenca Neuquina. La tecnología permitió completar una perforación de 7.246 metros en 13,25 días y plantea nuevas alternativas para aumentar el contacto con el reservorio.
La innovación empieza antes de que el petróleo llegue a superficie
La evolución de Vaca Muerta no pasa solamente por perforar más pozos. A medida que las compañías buscan extender las ramas horizontales y mejorar la productividad, también crece la necesidad de desarrollar herramientas capaces de trabajar con trayectorias cada vez más complejas.
En ese contexto, un análisis técnico elaborado por Carlos Gingins, de Rio Limay Oil Field Services, puso el foco en una tecnología utilizada recientemente en Canadá y planteó una pregunta concreta: ¿podría aplicarse este tipo de perforación en Vaca Muerta?
Un pozo en U que llamó la atención de la industria
El antecedente que dio origen al análisis fue una operación realizada por Parallax Energy en Canadá. Allí se completó un pozo con trayectoria en U de 7.246 metros en 13,25 días, incluyendo una rama lateral de 4.487 metros realizada en una sola corrida.
La particularidad del diseño es que permite conectar dos ramas horizontales mediante un giro de 180 grados. De esta manera, una misma locación puede dar acceso a una mayor extensión del reservorio.
La tecnología forma parte de una evolución de las técnicas de perforación direccional que busca reducir tiempos improductivos y mantener el control de la trayectoria aun cuando el recorrido del pozo se vuelve más exigente.
Más metros, pero también más control
Uno de los desafíos de los pozos largos y con curvas pronunciadas es la fricción que se genera entre la sarta de perforación y las paredes del pozo. Ese fenómeno puede dificultar la transferencia de peso hacia el trépano y afectar la eficiencia de la operación.
El análisis señala que las nuevas herramientas permiten trabajar sobre algunos de esos problemas mediante sistemas de transmisión de instrucciones, sensores y automatización.
En el caso canadiense, de 72 órdenes transmitidas durante la operación, 71 se realizaron de manera automática, mientras que solamente una requirió intervención manual.
Tecnología para seguir el rumbo bajo tierra
Uno de los sistemas mencionados en el análisis es NexTitan, una herramienta autónoma desarrollada para generar empuje directamente cerca del trépano. El sistema puede utilizar sensores para monitorear vibraciones y ajustar la fuerza aplicada durante la perforación.
El objetivo es mantener una operación más estable y reducir fenómenos como el stick-slip, una vibración que puede afectar tanto la velocidad de perforación como la vida útil de los componentes.
Para una formación como Vaca Muerta, donde las empresas avanzan hacia ramas horizontales cada vez más extensas, este tipo de herramientas puede resultar relevante si las condiciones geológicas y operativas permiten trasladar la experiencia internacional a la Cuenca Neuquina.
Vaca Muerta ya está empujando los límites de la perforación
La búsqueda de nuevas trayectorias no aparece de manera aislada. Durante 2026, la industria viene trabajando también sobre pozos horizontales más largos y tecnologías de navegación capaces de mantener el recorrido dentro de las zonas de mayor interés del reservorio. YPF, por ejemplo, incorporó servicios especializados de Baker Hughes para avanzar en esa dirección.
En ese escenario, los pozos en U representan una posibilidad tecnológica que todavía deberá demostrar su adaptación a Vaca Muerta, pero muestran hacia dónde puede avanzar la industria: más metros productivos desde una misma superficie, mayor precisión y herramientas cada vez más automatizadas.
El próximo desafío está bajo tierra
Vaca Muerta ya demostró que la mejora tecnológica puede modificar la economía de un desarrollo no convencional. El siguiente paso es seguir encontrando maneras de perforar más, con mayor precisión y utilizando mejor cada locación.
Los pozos en U todavía son una hipótesis para la Cuenca Neuquina. Pero el desarrollo de estas tecnologías muestra que la frontera del shale no está solamente en cuánto recurso existe, sino también en hasta dónde puede llegar la ingeniería para extraerlo de manera eficiente.
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