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«Este superpozo no es un nuevo descubrimiento, en realidad lo que hemos hecho es evolucionar la técnica y tomar más riesgo para un pozo de características distintas», explicó Galuccio en el inicio de la charla con Télam para dar detalles del anuncio que realizó esta semana en ocasión del cierre de la Exposición Argentina Oil & Gas que reunió a las principales empresas productoras y de servicios de la industria de los hidrocarburos.
Se trata del pozo Loma Campana 992 o pozo LLL992H -como se define técnicamente en la empresa- que registró una producción inicial de 1.630 barriles diarios de crudo alcanzada mediante 28 etapas de estimulación de la roca, lo que permite aventurar «un futuro extremadamente promisorio» para pozos similares y para el aprovechamiento del yacimiento de Vaca Muerta.
La experiencia y los resultados del superpozo permiten a Galuccio plantear que «de lo que ya se conocía se logró extraer más, lo cual lo hace repetible» y anima en breve a «hacer un nuevo pozo con 35 etapas de fractura. Y si se consolida quiere decir que ciertas áreas (de Vaca Muerta) pueden tener este tipo de solución».
El punto del nuevo pozo dentro del área está siendo definido por el equipo de YPF, se supone que tendrá cierta proximidad al LLL992H -aunque no necesariamente- y según el CEO de la compañía «en tres meses ya podría estar dando algún resultado».
La técnica a emplear en la fractura, a diferencia del que ya está en producción, se denomina Sliding Sleeve lo que permitirá dar «un paso más adelante tecnológicamente» dijo Galuccio al explicar que en el país «no falta tecnología sino que muchas herramientas no están en el mercado y hay que buscarlas» en proveedores de servicios del exterior.
«Posiblemente tengamos muchos operadores en Vaca Muerta, pero YPF marcó el camino y demostró cómo se puede hacer y qué se puede hacer» en este yacimiento que ya le permite a la compañía nacional extraer unos 52.000 barriles de petróleo diarios, umbral de reciente superación gracias a los más de 400 pozos que perforó en ese yacimiento.
«YPF está en el negocio petrolero para tomar riesgos, aparte de ser una compañía grande y de tener ambiciones importantes, tiene el desafío de cambiar el futuro energético del país, y eso nos da más razones para tomar riesgo y permitirnos ser los primeros en conocer y descubrir cómo hacer algo. Hoy YPF es un grande, y tiene muchas similitudes con la pionera que descubrió muchos que los pozos que producen hoy otras compañías», afirmó el directivo que lleva 3 años al frente de la compañía.
Lo que se resalta del superpozo no es sólo su producción inicial inédita en el país, así como su potencial durante los 30 años de vida estimada o la aplicación de técnicas complejas que requiere el yacimiento no convencional, sino que su costo de 19 millones de dólares refleja una mayor eficiencia en la ecuación de inversión ante otro emprendimiento de similar característica -de 1.100 barriles diarios- a cargo de un tercer operador que demandó un desembolso de 46 millones de dólares, contrastó Galuccio.
«Esto es también lo que lo hace un superpozo, ya que el costo por barril disminuye y despierta un modelo nuevo de producción en donde el aprovechamiento realmente pueda ser mucho más económico», resaltó Galuccio al señalar que este desarrollo «abre una expectativa muy grande» sobre el futuro de la exploración y explotación de recursos no convencionales en el país.
En el detalle de los aspectos técnicos, el CEO de la petrolera nacional explicó que «este es un pozo de 2.000 metros de longitud horizontal y 5.350 de longitud total, y en donde hasta hoy poníamos de 15 a 18 fracturas ahora hemos puesto 28 etapas de estimulación lo que permitió contactar más roca, darle más conductividad y lograr un pozo que produce más».
Esta evolución en la aplicación de técnicas de estimulación para los no convencionales, mediante las cuales se aplica una combinación de agua gelificada con arena inyectada a presión, convierten a la compañía en «líderes totales en el desarrollo» en el mundo a excepción de Estados Unidos, ya que de las 28 etapas del LLL992H, en 13 se utilizó el método denominado Frac Point y en los restantes 15 el Plug and Perf.
A diferencia de los reservorios convencionales en que se perfora una roca porosa y permeable y el pozo está en condiciones de producir naturalmente, en el shale esa permeabilidad no existe debido a la microporisidad muy pequeña que no permite el flujo y se tiene que estimular los hidrocarburos mediante distintas técnicas de fracturación.
La técnica de Frac Point permite realizar las operaciones de fractura de forma consecutiva sin refracturar la anterior y con la utilización de bolas de productos químicos que permiten sellar cada una de las entradas de cada ventana generada, y que oportunamente se degradan y se disuelven para que el pozo pueda producir en su conjunto al finalizar la estimulación.
La segunda técnica -Plug and Perf- utilizada en el pozo Loma Campana 992 es más estándar y requiere punzar el terreno, proceder a fracturar, colocar un tapón de material y volver a fracturar para repetir el mismo esquema de manera sucesiva, tras lo cual se muelen los tapones y comienza el proceso de producción.
A partir de dos tipos de pozos, verticales y horizontales de acuerdo al yacimiento y su geología, con estas técnicas «se logró evolucionar en el largo de la denominada pierna horizontal y también en la cantidad etapas de fractura que se está poniendo en esos pozos», destacó Galuccio.
Sobre el futuro del Loma Campana 992, Galuccio explicó que «estos pozos nacen con una producción y tienen una curva de declinación. No va a producir lo mismo en 5 meses sino que se va a manejar para que entre en una etapa de producción racional y asegurar un fluido constante a lo largo de toda su vida útil que estimamos podría ser de unos 30 años».
«El caudal inicial da una idea bastante acertada del potencial del pozo pero se trata que esa energía no salga toda de golpe. Si lo hubiéramos abierto completamente tendríamos un superpozo aún mayor, pero lo que se busca es la acumulación total para que pueda producir toda su vida útil», concluyó.
Fuente: Télam.
