Establece una regla de 225 metros de espacio entre pozos
El secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Ávila puso en valor la inminente firma para que un perforador y un pulling se sumen a los 92 equipos que en la actualidad están activos en la provincia.
Ávila dio especial importancia a esto dada la situación económica que atraviesa la provincia, la que consideró que “no es de ahora sino que viene de hace muchos años y hoy se está pagando costos altísimos, porque cuando el barril está alto y caro, da para hacer algunas concesiones que es lo que se hace, y después cuando el barril cae como ha caído en los últimos días, indudablemente que no hay de dónde sacar fondos para mantener lo que se pactó”.
En ese contexto, señaló que “más allá de las dificultades por la penalización de nuestro barril, tenemos el nivel de inversión más grande en materia de petróleo en el país, puesto que hoy hay 92 equipos trabajando y vamos a firmar el miércoles la salida de un perforador y un pulling más para Tecpetrol en El Tordillo, para ya poder nivelar y tener un año cerrado, aunque esto último también depende del precio del crudo”.
“Hoy hay que buscar mecanismos que nos permitan seguir creciendo en inversión, y la única forma de hacerlo creo que es también teniendo una provincia que garantice eso, el libre circular por las rutas, el pagar los salarios para no tener problemas; entonces creo que va todo de la mano y hay que pensarlo de esa manera. Para eso necesitamos el trabajo político”, dijo Ávila en declaraciones formuladas previo a la Apertura de Sesiones de la Legislatura por parte del gobernador Mariano Arcioni.
El líder sindicalista sostuvo que “subir un perforador y un pulling a la cuenca significa más puestos de trabajo y también el contrato por un año para toda esa actividad. Eso es una garantía en momentos duros para nosotros por el desbarranco del precio del barril en los últimos tiempos, y parecía que era algo que no se iba a poder lograr pero sin embargo nos hemos sentado y hemos podido trabajarlo para hoy tener garantías de que el miércoles se firme”.
“Si se firma eso creo estaríamos a punto de convertirnos en una provincia al nivel de sus mejores tiempos. Eso sería fundamental para nosotros, para poder mantener la inversión del año 2020 más allá de lo que pueda pasar con el barril. Y también vamos a trabajar para la otra semana con reuniones importantes para ver si podemos juntar al Gobierno de la provincia con las operadoras y ver cómo podemos ir en forma conjunta al Gobierno nacional para pedirle ver de qué forma podemos seguir haciendo para mantener la inversión dentro de la provincia, que es la que hoy mantiene 30.000 puestos de trabajo entre Jerárquicos, Convencionales, UOCRA y Camioneros”, afirmó.
El titular del gremio petrolero indicó que “si eso llegara a resentirse, en Comodoro la pasaríamos peor porque hoy estamos mal, pero sin lugar a dudas sería mucho más difícil de resolver todo si hubiera aún más desocupación. Por suerte en el último tiempo ya hemos sacado seis equipos en el área de Pan American Energy y ahora se suman estos otros dos”.
“El ‘barril criollo’ a nosotros hoy no nos sirve porque exportamos el 40% del petróleo que sacamos, esos son los beneficios para la producción de nivel local, hasta esa mala suerte tenemos. Hoy en día, lamentablemente nos regimos por lo que compra el mundo y por lo que está sucediendo con el coronavirus, es muy poca la venta de petróleo los últimos tiempos”, lamentó Ávila.
De todos modos, remarcó que les pone contentos la subida de equipos “porque hay mucha gente que va a recuperar el empleo, pero también nos pone en un aprieto porque lo que veníamos atendiendo los últimos tiempos, es que si las operadoras no se arriesgan a buscar nuevos yacimientos, nuevas exploraciones, también se hace difícil mantener la Cuenca”.
“Hay que tener en cuenta que tiene alrededor de 3.000 pozos, de los cuales 1.000 están en producción. Es un yacimiento maduro que no tiene crecimiento, y si no se buscan alternativas hay que preguntarse cuánta más vida le queda a estos yacimientos. Lo mismo lo tenemos en Sipetrol, Capsa Diadema: hay que buscar nuevos reservorios porque si bien el polímero da producción, lo que da empleo es perforar”, explicó.
En virtud de eso, dijo finalmente que “ojalá nos acompañe la suerte, hay operadoras que van a intentar hacer algunas exploraciones este año. Ese es el fuerte de lo que estamos buscando nosotros, que no nos acompaña en este momento el precio del crudo; pero sí lo que aspiramos y tenemos y hablamos con el presidente Alberto Fernández y los distintos ministerios con los que nos juntamos, es que se cree algo para que podemos explorar, ya sea en el mar o en la tierra; pero necesitamos encontrar nuevos yacimientos. Si no lo logramos, en 4 o 5 años puede ser mucho lo que sea se vea afectado” concluyó Ávila.
LmNeuquén
DAVID MOTTURA
La compañía busca optimizar Fortín de Piedra. Los ingenieros de Tecpetrol explicaron cómo fue la investigación para dar con esta solución en el campo.
A qué distancia separar un pozo de su vecino más próximo es uno de los temas más discutidos en el ámbito del desarrollo de yacimientos no convencionales. Tecpetrol parece haber dado con una respuesta, al menos ajustada a su principal yacimiento en Vaca Muerta: Fortín de Piedra.
Un proyecto aplicado en el bloque de shale gas y que obtuvo un premio del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG) concretó un espaciamiento entre pozos a 225 metros, muy por debajo de las distancias que se acostumbraba a perforar en Vaca Muerta. Adrián Giachino y Sebastián Olmos fueron quienes desarrollaron este plan.
"Inyectamos una serie de trazadores químicos en las distintas etapas de fractura en cada uno de los pozos de un pad, y luego al ponerlos en producción medimos la concentración de cada uno de los trazadores en el agua de flowback. Lo novedoso de la técnica que empleamos fue la secuencia de apertura que escogimos para los pozos", dijo Giachino en diálogo con +e.
Los representante de la compañía que trabajaron en este proyecto son ingenieros en reservorios, con perfil especializado en no convencionales y con la mirada puesto en cómo mejorar la productividad de Fortín de Piedra.
"Esto fue clave para poder inferir la distancia que drena cada pozo a su alrededor. La conclusión del análisis anterior fue que cada uno de ellos produce principalmente el hidrocarburo de su box, sin interferir negativamente con los pozos vecinos ni dejar volúmenes sin drenar en el espacio que los separa. Esto confirmó de alguna manera la que la selección del distanciamiento fue la correcta", explicó.
"Si hubiéramos separado los pozos siguiendo el standard de la industria de ese momento hubiéramos dejado abajo una gran parte de los volúmenes de hidrocarburos que estamos produciendo. De esta manera estamos perforando más cantidad de pozos manteniendo la productividad individual de cada uno", repasó Giachino.
En los comienzo del desarrollo de Fortín de Piedra, Tecpetrol ya estudiaba la evolución de yacimientos shale en Estados Unidos en la selección del distanciamiento y los indicadores de resultados que acompañaban esa evolución. Así pasaron a construir sus propios modelos de simulación de fracturas acoplados a simuladores numéricos de reservorios, para poder realizar sensibilidades y encontrar así el rango de distanciamiento óptimo.
Hay otros dos temas que se asocian a la separación óptima entre pozos que son la distancia entre etapas de fracturas y la concentración de arena empleada, los parámetros de diseño que tiene gran relevancia en el desarrollo del shale argentino. "Nosotros venimos trabajando también sobre estas variables con el fin de buscar siempre la mayor eficiencia en la producción”, apuntó.
"Tanto nuestros modelos como el benchmark de Estados Unidos nos indicaban valores similares entre sí. A pesar de que éstos fueron significativamente menores a los empleados hasta ese momento en Vaca Muerta, lanzamos el desarrollo del campo en línea con nuestros estudios”, añadió Giachino.
“Los resultados de este tipo de análisis, complementados con mediciones de presión en fondo, nos dan información valiosa acerca del grado de conexión que existe entre pozos vecinos. Entender esto es de suma importancia para lograr el desarrollo eficiente de un yacimiento no convencional”, concluyó Giachino, el ingeniero de Tecpetrol que encabezó esta investigación para Fortín de Piedra.
