Actualmente los costos asociados a la arena representan no sólo un cuarto del costo de terminación de un pozo, sino también entre el 14 y el 15% del costo total de cada perforación.
La utilización de arena, uno de los principales insumos que demanda la explotación de Vaca Muerta, muestra un notable crecimiento en los últimos años a medida que se incrementaron la cantidad de fracturas por pozo para generar mayores productividades.
El récord de consumo de arenas de fractura en el país se produjo en 2019, con 1.403.624 toneladas, un 32,7% más que el año anterior, cuando se utilizaron 1.057.457 toneladas.
Por efecto de la pandemia de coronavirus, que derivó en la paralización de las actividades de perforación y completación de pozos, el año pasado, la cifra se derrumbó hasta las 355.657 toneladas, según cifras difundidas por la cuenta de Twitter @Petroleo_Arg.
Sin embargo, el dato que explica que Vaca Muerta haya seguido batiendo récords de producción en plena pandemia es el incremento constante en la longitud de las perforaciones y de la cantidad de agua y arena inyectadas por pozo.
En lo que va de 2021, se han consumido 13.572 toneladas de arena por pozo, un 68% más que el año pasado y casi el doble de las 7.755 toneladas de 2019. Si se la compara con las 4.524 toneladas de 2017, hoy se está utilizando tres veces más arena por pozo.
Este incremento de la demanda de agente sostén para las factura hidráulicas forma parte de lo que la industria petrolera denomina High Density Completions.
La incorporación de nuevas tecnologías y de prácticas aumentaron la eficiencia a lo largo de todo el proceso de fabricación de pozos.
“La curva de aprendizaje del play Vaca Muerta llevó cinco años para su comprender la mecánica del reservorio, la productividad de los pozos y su correlato con la longitud de los pozos y el número de fracturas.
“La longitud de los pozos se incrementó fuertemente a partir de 2018 mientras que la cantidad de fracturas por pozo creció a partir de 2017”, explicó Carlos Gilardone, Manging Director de la consultora FDC, especializada en ingeniería de exploración y producción.
Planta de tratamiento de arenas de YPF. Foto Fabián Ceballos.
Según datos de FDC, entre 2014 y 2020, la longitud de la rama lateral promedio de un pozo shale creció de 1.089 metros a 2.143 metros, es decir un 96,8%. Mientras que la cantidad de etapas de fractura pasó de las 14 en 2014 a un promedio en 33 el año pasado.
Esto trajo aparejado un fuerte incremento en las productividades y en la Recuperación Última de Petróleo (EUR en inglés), que se disparó de 43.000 m3 en 2014 a 159.000 m3 en 2020.
“Es evidente la correlación entre mayores caudales iniciales al tener más cantidad de fracturas y a su vez más recuperaciones de petróleo lo que está haciendo que cada vez se consuma más arena por pozo”, señaló Gilardone.
Y destacó que “la longitud máxima lateral de los pozos está limitada por las capacidades en superficie de torre, bombas hidráulicas y longitudes de Coiled Tubing disponibles donde prácticamente se está al límite.
“Los operadores cada vez están aumentando más la cantidad de fracturas por pozo (reducción del espaciamiento), buscando aumentar las productividades de los pozos. Esto es lo que está generando el aumento en la cantidad de arena consumida”.
"En mayor medida la actividad se ha recuperado, si bien no a los niveles que alguna vez tuvimos en Vaca Muerta”, indicó Diego Manfio, VP Ejecutivo de Ingeniería Sima, compañía que tiene un centro de logística y de almacenamiento de arena en Añelo.
“Hoy está todo más orientado al gas. La utilización de la arena es un 30% menor a lo que proyectábamos, pero aun es muy incipiente este trabajo en el Plan Gas 4”, sostuvo.
La recuperación de la industria petrolera comenzó a sentirse en el último cuatrimestre del año pasado, luego de que se paralizaran por completo las actividades en los pozos.
En febrero de 2021, la completación de pozos en Vaca Muerta siguió en ascenso por séptimo mes consecutivo y se acercó a los niveles récord, con un registro de 685 etapas de fractura.
Se tata de la segunda marca mensual más alta para la historia del shale neuquino, según el reporte difundido por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage.
El crecimiento de la actividad de fractura está relacionado al importante stock de pozos DUC (Drilled Uncompleted) que había antes de la pandemia y que ahora están siendo completados.
La arena representa hasta el 30% de los costos de completación de un pozo no convencional, y si bien es uno de insumos que más se ha abaratado, desde los 300 dólares hace tres años a los 100 dólares la tonelada en la actualidad, aún representa desafíos.
“Se está empezando a trabajar más arena a granel y hacer más eficientes todos los procesos logísticos”, expresó Manfio.
Fuente: Cristian Navazo / La Mañana de Neuquén.
Bahía Blanca / Buenos Aires / Argentina
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