Por Raúl Figueroa) Se trata del pozo exploratorio Exp-914 y concluyó con éxito el proceso de fracturación, en un proyecto de estudio sobre el potencial de recursos no convencionales en la formación D-129. Los resultados de producción se conocerán a partir del análisis que se efectuará una vez puesto en producción.
Con una profundidad que alcanzó finalmente los 3584 metros, el primer pozo exploratorio en busca de recursos no convencionales (shale oil y shale gas) perforado por YPF en la provincia de Chubut completó días pasados el proceso de fractura, con un programa que se realizó exitosamente en 4 secuencias y movilizó la participación de entre 100 y 120 operarios, en lo que significará la conclusión de una actividad iniciada en febrero del año pasado. Se utilizó un volumen total de aproximadamente 4.500 metros cúbicos de agua, con la novedad tecnológica de que se utilizó agua de purga del propio sistema de producción. En la siguiente etapa, se iniciará el análisis de la potencial producción del pozo 914 y por consiguiente, de la formación D-129.
Según pudo observar suplemento Desarrollo (www.supledesasarrollo.com.ar) en una recorrida durante las tareas de fractura, la actividad requirió el empleo de 28.000 HP de potencia –distribuidos en 14 camiones bombeadores- para inyectar el fluido compuesto por un 95% de agua, además de arena y geles que confieren a la roca generadora una característica que no posee en forma natural: la permeabilidad, tal la diferencia entre este tipo de formación y las de tipo convencional.
Al inyectar el líquido a alta presión (se trabajó en un rango que va desde las 6.800 a 8.000 libras), la roca podrá entregar el fluido contenido en su interior. El programa se cumplió en 4 etapas, con fracturas realizadas a distintos niveles de profundidad, entre los 3244 metros y los 3466 metros, tras lo cual quedaron selladas con un tapón cada una de ellas.
Estos tapones luego serán rotados para dar inicio a la producción del pozo y analizar el potencial real de producción del mismo. Un rasgo distintivo de este tipo de yacimientos es su carácter surgente, es decir que no requieren mayormente de un sistema de producción artificial, sino que fluye por sí mismo.
Agua de formación utilizada y reutilizada
Los yacimientos de la cuenca del golfo San Jorge presentan hasta un 90 por ciento de agua, lo cual significa que de cada 100 metros cúbicos extraídos de un pozo petrolero, sólo 10 contienen hidrocarburos y los 90 restantes se constituyen por agua. Esta agua es utilizada para recuperación secundaria y es esta agua la que se utilizó para la fractura. Este fue el compromiso que la operadora tuvo en la audiencia pública realizada donde se trató el análisis del impacto ambiental.
Es así que este volumen de agua, de alrededor de 4.500 metros cúbicos, fueron inyectados a alta presión junto a 19.400 bolsas de arena, de 45 kilogramos cada una, más geles y otros compuestos.
Una particularidad que explicaron los técnicos al momento de este recorrido periodístico es que los geles actúan envolviendo al fluido, evitando o atenuando de ese modo la fricción de la arena contra los caños sometidos a alta presión, conduciendo así la mezcla hacia el interior del pozo en busca de permeabilizar la roca generadora. A su vez, el pozo devuelve lo inyectado a través de un circuito cerrado, generando así el llamado “flow back”, que “permite reutilizar toda el agua producida, para realizar eventualmente nuevas fracturas”, según expresaron técnicos vinculados a la maniobra. De ese modo, la proporción de agua requerida va disminuyendo a medida que se avanza en las perforaciones.
Exploración neta
El primer pozo shale de la provincia –perforado en febrero del año pasado por el equipo SAI 385- es netamente exploratorio, con una inversión que superará los 10 millones de dólares. A partir de ahora se iniciará la etapa de estudio sobre los resultados obtenidos, a partir de la puesta en producción. Pese a que en un primer momento se había proyectado la posibilidad de esperar a que se inicie la perforación del segundo pozo exploratorio en La Greta, en el área Confluencia –Río Mayo-, finalmente se trajo toda la logística que requiere la fracturación, lo que significó un movimiento de equipos de alta magnitud, lo que impacta al momento de observar el campamento con los camiones bombeadores y las piletas contenedoras de agua, de un volumen de 80 metros cúbicos cada una.
