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Producción convencional y no convencional: dos modelos energéticos, distintos desafíos operativos
Durante los últimos años, el desarrollo de los recursos no convencionales ha transformado el mapa energético global. En Argentina, la expansión de Vaca Muerta posicionó al país como uno de los principales actores en este segmento, impulsando inversiones, innovación tecnológica y nuevos modelos operativos. Sin embargo, detrás de los términos "convencional" y "no convencional" existen diferencias geológicas, productivas y operativas que vale la pena comprender. La principal diferencia radica en la forma en que los hidrocarburos se encuentran almacenados dentro de la roca.
En los yacimientos convencionales, el petróleo y el gas migran desde la roca generadora hacia reservorios con alta permeabilidad y porosidad. Esto permite que los fluidos fluyan naturalmente hacia el pozo una vez perforado. Históricamente, este ha sido el modelo predominante de explotación hidrocarburífera en gran parte del mundo.
Por el contrario, los recursos no convencionales permanecen atrapados en formaciones de muy baja permeabilidad, donde el movimiento natural de los hidrocarburos es extremadamente limitado. Para producirlos de manera comercial es necesario recurrir a tecnologías específicas como la perforación horizontal y la fractura hidráulica multietapa.
Desde el punto de vista técnico, esta diferencia modifica completamente la estrategia de desarrollo de un campo.
Los yacimientos convencionales suelen caracterizarse por menores tasas iniciales de producción, pero presentan curvas de declinación más suaves y vidas productivas prolongadas. En muchos casos, los activos permanecen operativos durante décadas y requieren una gestión continua enfocada en el mantenimiento de instalaciones, optimización de sistemas de levantamiento artificial e integridad de activos.
En los desarrollos no convencionales ocurre lo contrario. Los pozos pueden alcanzar elevados niveles de producción en sus primeros meses, pero experimentan declinaciones más pronunciadas, lo que obliga a mantener campañas constantes de perforación y completación para sostener los niveles de extracción. Esta dinámica genera desafíos operativos significativamente diferentes.
Mientras que en los campos convencionales la prioridad suele estar asociada a maximizar la eficiencia de activos distribuidos en extensas superficies, en los desarrollos no convencionales la velocidad de ejecución, la coordinación logística y la estandarización de procesos adquieren una relevancia central.
La escala también cambia. Un desarrollo shale puede involucrar cientos o incluso miles de pozos, instalaciones modulares, redes de recolección complejas y una gran cantidad de equipos operando simultáneamente. Como consecuencia, la generación de datos crece exponencialmente y la toma de decisiones depende cada vez más de herramientas digitales capaces de procesar información en tiempo real.
En este contexto, tecnologías como los drones autónomos, la inteligencia artificial, la visión computacional y los sistemas avanzados de monitoreo remoto comienzan a desempeñar un papel estratégico tanto en operaciones convencionales como no convencionales.
Las inspecciones automatizadas permiten detectar anomalías tempranas, monitorear infraestructura crítica y reducir la exposición de las personas a entornos de riesgo. Al mismo tiempo, el análisis inteligente de grandes volúmenes de información facilita la identificación de patrones operativos que serían difíciles de detectar mediante métodos tradicionales.
La discusión entre convencional y no convencional ya no se limita únicamente a las características geológicas de los reservorios. Cada vez más, la competitividad de ambos modelos depende de la capacidad de integrar tecnología, automatización y análisis avanzado de datos para operar de forma más segura, eficiente y sostenible.
En definitiva, aunque ambos sistemas persiguen el mismo objetivo —producir energía de manera rentable y confiable— los desafíos técnicos que enfrentan son diferentes. Comprender esas diferencias resulta fundamental para diseñar las soluciones tecnológicas que permitirán optimizar la operación energética de los próximos años.
Ian Bogado
CEO
