Houston, enviado especial.

Cada pozo no convencional, con unas 35 etapas de fractura, utiliza un volumen de 7000 toneladas de arena. Se busca garantizar la calidad para optimizar la producción en los pozos de shale.

Uno de los recursos más importantes en la explotación no convencional, es la arena que se utiliza para realizar las fracturas hidráulicas. En Argentina, se cuenta con dos provincias que proveen las arenas para el desarrollo de la formación no convencional de Vaca Muerta, donde se busca garantizar la mejor calidad para los pozos y proyectos que están en desarrollo.

En ese marco, Guillermo Martín, director del INTI Neuquén, y que forma parte de la misión empresaria neuquina que está en Norteamérica, dialogó con Vaca Muerta News sobre la visita a distintos laboratorios que trabajan con arenas de fractura, uno de los elementos indispensables para la terminación de pozos no convencionales de petróleo o gas.

Martín explicó que “las arenas de fractura son un recurso determinante para los pozos en yacimientos no convencionales y el INTI está indagando en la posibilidad de montar una infraestructura que sirva para garantizar la calidad de las arenas que se utilizan en los pozos de shale”, dijo.

“En función de eso vinimos a conocer laboratorios de Estados Unidos y Canadá, dedicados a la temática para ver el estado de la tecnología que se utilizaen todo el mundo para garantizar la calidad de los agentes de sostén”, añadió.

Martín explicó que en Canadá estuvieron reunidos con institutos tecnológicos que se dedican al desarrollo de arenas sintéticas. “Son cerámicos que se utilizan como agentes de sostén en pozos petroleros y también nos reunimos con proveedores de arenas naturales”, explicó.

“La idea allí, más que conocer los ensayos naturales, fue entender cuál es la logística con la que se mueven las arenas, porque son cantidades muy importantes que se transportan para cada pozo de este tipo de producto”, afirmó.

“Además, estuvimos en un laboratorio que está en Houston que hace ensayos en base a un estándar del American Petroleum Institute (API) que define todos los ensayos que hay que hacerles a las arenas”, añadió.

“Luego hay una norma ISO que toma las prácticas recomendadas y el laboratorio visitado hace todos los ensayos tipificados en la norma y otros de conductividad, para caracterizar arenas. Por eso, los fuimos a ver para ver qué cantidad de muestras procesan por día, de dónde vienen y qué infraestructura tienen disponibles, para quienes demanden sus servicios”, afirmó en diálogo con este medio.

El director del INTI explicó que en Argentina hay dos regiones desde donde provienen las arenas naturales para shale, en Entre Ríos y Chubut.

“Lo que se busca ver es que la arena funcione o no como agente de sostén, es decir que la fractura que se genera por el proceso de estimulación de la hidrofractura no se cierre, esa grieta quede apoyada sobre un material, que en este caso es la arena y permite construir canales por donde circula el hidrocarburo”, añadió.

“Lo que necesitamos que la arena tenga cierto contenido de minerales que son los que soportan esas presiones, que tengan una resistencia a la compresión sin transformarse en polvo, es decir que conserve su forma y que las formas que componen la arena, sean lo más esférica y redondeadas posible, que es lo que da la mejor resistencia y genera los mejores canales para que fluyan los hidrocarburos”, indicó Martín.

“Por eso, todas las pruebas que se hacen tienen que ver con eso y a su vez se busca ver cómo se comporta esa arena, frente a los productos químicos que se utilizan en una fractura. En ella, hay geles, químicos de distintos tipos y se investiga cómo reacciona esa arena en contacto con esos químicos, para que, cuando se termine la fractura, se pueda garantizar que se hayan constituido los canales por lo que circula el hidrocarburo”, dijo.

En este sentido, Martin explicó que se hacen distintas pruebas como el zarandeo de arenas, que permite analizar la granulometría. “Se pone el acento en ver el particulado de la arena y si es fina o gruesa y sus porcentajes”, añadió.

Otro tema importante en la arena para hidrofractura es su comportamiento en el transporte por la fractura hidráulica. “Vimos ensayos que no se hacen bajo normas pero que son muy importantes. Debemos saber que la arena debe viajar hasta el último tramo de la fractura que uno generó en la formación. Se hacen estudios para ver cómo viajan los granos de arena, con distintos tipos de líquido a lo largo de una fractura. Eso se simula en superficie y lo vimos en las instalaciones que visitamos”, indicó.

“Otra cosa que vimos son los procesos de erosión que genera la arena en los equipos que se montan en un pozo. Y los laboratorios estudian qué nivel de erosión generan las arenas circulando sobre válvulas, cañerías y accesorios, circulando a determinada presión y con determinado líquido de fractura”, afirmó.

“Todos estos laboratorios lo que ofrecen son servicios tecnológicos para hacer un mejor uso de la arena y que la fractura que uno haga con esa arena, tenga la mayor permeabilidad posible, para obtener la mayor productividad en un pozo”, explicó Martín.

“Para cualquier arena, natural o sintética, se debe garantizar la continuidad en la calidad. Todos los proveedores locales de Argentina o aquellas que vienen de China o Brasil, hacen estos ensayos. O se hacen en la planta o cuando se recibe la mercadería, pero lo importante es que tiene que haber una infraestructura disponible para que los usuarios de la arena, ya sean los que la vendan, los que la transporten o la consuman en el pozo, tengan un reaseguro de calidad en cada etapa”, dijo.