Los ensayos arrojan una producción de 50 metros cúbicos de crudo liviano y alrededor de 20.000 metros cúbicos de gas, mientras se planifican nuevos pasos para reducir costos y apuntalar la llamada ‘curva de aprendizaje’.
Por Raúl Figueroa) El pozo horizontal perforado por YPF en Cañadón León sigue arrojando indicadores positivos de petróleo liviano, en los ensayos iniciados desde principios de este año, al tiempo que se trabaja en los próximos pasos previstos por el proyecto que explora el potencial de la formación D-129, con interesantes manifestaciones de recursos en reservorios de baja permeabilidad en la cuenca San Jorge.
Según fuentes del sector que fueron consultadas para este informe exclusivo, los resultados del plan de desarrollo de YPF en Santa Cruz Norte son promisorios y se destaca como un hito tecnológico haber perforado una rama horizontal de 1.000 metros, además de haber completado exitosamente 12 etapas de fractura. Sin embargo, aún quedan desafíos por resolver, particularmente en relación a la llamada “curva de aprendizaje” y la reducción de costos.
Como activos favorables en el proyecto, se suma la experiencia de la actividad en un área madura, con las innovaciones tecnológicas. Cañadón León es un área con alrededor de 70 años de explotación, a partir del desarrollo de pozos someros, del orden de los 1.500 metros de profundidad.
En el último tiempo, se comenzaron a perforar pozos más profundos, que llegaron hasta la denominada roca madre, identificada en este caso como D-129, a unos 2.500 metros de profundidad. Aunque no es de una gran magnitud, es una profundidad no tan habitual para la región, donde estamos se están explotando las capas superiores de la formación, según explicaron.
En la formación D-129 se han encontrado areniscas a una profundidad de 2.400 metros, mientras que los pozos viejos todavía aportan capas de petróleo entre los 2.100 y 1.500 metros, en la llamada Formación Mina del Carmen. La horizontalidad en este caso permitió sumar volúmenes para poder tornar el proyecto más viable desde el punto de vista económico.
Las complejidades de la formación de baja permeabilidad
El recurso encontrado pertenece al denominado tipo baja permeabilidad, es decir un tipo de arenisca en el que se encuentra contenido el hidrocarburo. A diferencia del ‘shale’, que es un tipo de roca con mucho menor grado de porosidad, por lo que en la cuenca San Jorge se requiere un tipo de fractura diferente.
En efecto, cuando se ‘inyecta’ agua a presión mezclada con arena en Vaca Muerta, la roca es totalmente triturada para poder liberar el recurso, ya sea gas o petróleo. De hecho, el tipo de mineral se asemeja a un “mármol”, por su casi nula porosidad. En las areniscas, en cambio, la fractura parte a la roca en dos partes, con planos de corte de unos 50 metros de alto y 80 metros de largo, pero al cesar la inyección la formación vuelve a cerrarse quedando la arena utilizada manteniendo un canal de flujo de los hidrocarburos desde los reservorios hacia el pozo.
Entre otras características, esa diferencia reduce el “flowback” o agua de retorno con restos de roca molida.
“En la perforación vertical, la fractura crece hacia fuera del pozo en forma radial. Cuando es horizontal, las fracturas crecen verticalmente, por los esfuerzos de compresión de la roca y esto permite navegar entre dos o tres capas, para contactar las superiores e inferiores con el pozo”, se explicó, para graficar que de ese modo con las 12 fracturas realizadas en los 1000 metros de rama horizontal la producción del hidrocarburo suma mayor volumen.
Desde el punto de vista sedimentológico, la formación D-129 fue en el pasado lejano un gran lago, por lo que hoy se busca explotar la zona del borde de aquel depósito, adonde llegaban los ríos aportantes y quedaron arenas, en la zona de costa. Si se buscara en el centro, se requeriría otro tipo de fractura, vinculada a los recursos ‘shale’.
De este modo, el pozo horizontal navega por 3 capas diferentes, cuya existencia de petróleo está comprobada por antiguas explotaciones mediante pozos verticales. En el trayecto de 1.000 metros, se hizo un total de 12 fracturas cada 80 metros, que al crecer de forma vertical logran conectar las diferentes capas.
Las maniobras para llegar a 12 fracturas
En este caso, lo que se hizo fue punzar con un equipo de Coiled Tubing, mediante un jet que inyecta agua con arena, con suficiente presión para perforar el casing y el cemento y la roca, ya que la estructura del pozo está cementada. Al retirarse el Coiled Tubing, se realiza la fractura bombeando agua y arena por el interior del caño del pozo. Una vez terminada, se coloca un tapón con el CT para que no se mezcle con el bombeo de la segunda fractura y así se avanza sucesivamente.
Una vez terminada la fractura número 12, se debe bajar nuevamente el C.T con una fresa, para rotar todos los tapones y dejar liberado el conducto, dando inicio al ensayo del pozo.
En cuanto a los resultados, en una primera etapa el pozo resultó surgente, pero posteriormente se le introdujo una bomba electro sumergible, por lo que hoy entrega una producción de 50 metros cúbicos diarios de petróleo y otros 50 de agua de formación, además de unos 20.000 metros cúbicos de gas.
Se trata de un crudo liviano, de 35º API, perfectamente compatible con el sistema de refinación instalado en el país, por lo que en caso de confirmarse la viabilidad económica podría ser un aporte más que interesante para suplir parte de la demanda de combustibles a nivel nacional.
Los desafíos por resolver
Los resultados hasta ahora son positivos, pero deben evaluarse en el contexto adecuado. En cuanto a los costos, el pozo demandó una inversión casi cuatro veces más que un pozo vertical.
Y si bien su producción es también muy superior a la de los pozos convencionales de la zona, se sigue buscando la forma de reducir costos, particularmente en cuanto a los tiempos ‘muertos’. En el proceso antes descripto, hay mucho tiempo de espera para el set de fractura, mientras se trabaja con el Coiled Tubing, se inicia la perforación, se colocan los tapones y luego se rotan, etc.
Otra de las innovaciones será el uso de tapones solubles, para evitar la rotación, de manera de evitar otro tiempo de espera improductiva, además de una técnica conocida como ‘sobre desplazamiento’, para evitar la necesidad de una carrera adicional con el Coiled Tubing, para quitar restos de arena del pozo.
Como además se utilizaron trazadores para verificar la productividad de cada fractura, se pudo constatar que las sobre desplazadas no tuvieron mermas significativas, de modo tal que en el próximo pozo se podría aplicar la técnica en todas las fracturas.
La respuesta a los desafíos técnicos y económicos podrá confirmar si el proyecto es viable, desde el punto de vista económico, para que esa actividad se sostenga en el tiempo.
