Delegación argentina visitó laboratorios de arenas en Estados Unidos con la idea de instalar uno en Vaca Muerta

Thu, 10 May 2018 11:23:01 -0300

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.

YPF invertirá más de 10.000 millones en Vaca Muerta

Thu, 10 May 2018 07:22:01 -0300

(Houston, enviado especial) Gustavo Astié, Gerente Regional de YPF con más de 23 años de experiencia en exploración y producción, fue uno de los expositores en la jornada denominada Vaca Muerta: preparándose para un desarrollo completo”, que organizó en Houston, Estados Unidos, el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG).

Astié formó parte de los equipos que empezó los primeros desarrollos en Loma Campana en Vaca Muerta y fue responsable de la planeación estratégica de YPF en los últimos años. “YPF es una compañía que produce 550.000 barriles de petróleo por día, con un 50% de crudo y el resto en gas y somos la compañía operadora más importante en shale, fuera de América del Norte”, dijo.

De acuerdo con la presentación del directivo en el Hotel Hilton Double Tree, la petrolera controlada por el Estado desembolsará este año US$ 1883 millones en Vaca Muerta; US$ 1953 millones en 2019; US$ 2056 millones en 2020; US$ 2258 millones en 2021 y US$ 2299 millones en 2022.

La empresa piensa cerrar este año con una operación de 11 equipos de perforación en actividad en la cuenca Neuquina. En 2019 prevé sumar cuatro nuevos rigs para incrementar la cantidad total hasta 15 unidades de perforación y llevarla a 19 unidades en 2020.

“Nuestra producción actual en Vaca Muerta es la equivalente a 110.000 barriles de petróleo por día, 45.000 barriles de crudo y el resto es gas. Además, contamos con 800 pozos produciendo en explotación no convencional”, añadió.

“Por otra parte, contamos con algún tipo de participación, en 2.700.000 acres, es decir el 50% de la superficie de Vaca Muerta”, resaltó.

“En Vaca Muerta tenemos trabajando a unas 500 personas y 3.400 que lo hacen como contratistas en nuestros bloques. Los bloques en desarrollo completo son dos. Uno en crudo, en Loma Campana y el otro de gas en El Orejano y estamos por comenzar el tercer bloque en La Amarga Chica”, señaló el ejecutivo de YPF.

“Además, estamos implementando cinco pilotos y hemos aprovechado la curva de aprendizaje, hemos seguido aumentando la perforación y perforando menos pozos”, añadió.

Por otra parte construimos la infraestructura principal que hoy nos permite operar los campos. Hay que tener en cuenta que no había nada en Vaca Muerta al comienzo y esta fue la principal infraestructura que tuvimos que desarrollar en los pocos años”, expresó.

La gran apuesta de Astíe es reducir el costo de desarrollo de los pozos en la formación de roca generadora de la cuenca Neuquina. Hoy, una perforación tipo con 2600 metros de rama lateral en Loma Campana, el mayor campo en Vaca Muerta, le cuesta a la empresa 12,6 millones de dólares. La meta es reducir ese monto hasta los US$ 10 millones para el último trimestre de 2019. Eso ubicaría al costo de desarrollo de Vaca Muerta en torno a los 8 o 9 dólares por barril de petróleo equivalente; una cifra casi idéntica al costo de desarrollo del Permian, la principal formación shale de EE.UU.

“Además, será necesario desarrollar y construir infraestructura regional y nacional, para poder aprovechar el potencial de Vaca Muerta”, dijo Astíe y adelantó que la compañía que preside Miguel Gutiérrez prevé invertir US$ 25 millones para ampliar su planta de tratamiento de Loma Campana; invertir US$ 150 millones para construir una nueva planta de tratamiento en las áreas La Amarga Chica y Bandurria y tres nuevos oleoductos por US$ 180 millones: Señal Cerro Bayo-Puesto Hernández (US$ 50 millones); Medanito-Señal Puerto Bayo (US$ 65 millones) y Lago Pellegrini-Medanito (US$ 65 millones).