Argentina

Expertos estiman que Vaca Muerta tienen un
potencial de desarrollo superior a cien años

15 Oct , 2013  

La formación geológica “Vaca Muerta” se convirtió en pocos meses en un lugar que, a pesar de ser inhóspito, encontró fama internacional en el mundo de las empresas y sectores ligados a la explotación de los hidrocarburos por ser considerado como uno de los reservorios de gas y petróleo con un potencial de desarrollo superior a los cien años.

La recuperación de YPF en manos del estado, como también la decisión del gobierno provincial de impulsar través de su empresa estatal Gas y Petróleo (G&P) la necesidad de atraer inversiones para la exploración y desarrollo de yacimientos no convencionales ha puesto en la superficie, la riqueza que la “roca madre” de los hidrocarburos contienen a una profundidad promedio de tres mil metros.

La superficie del territorio neuquino es de 94.078 kilómetros cuadrados y de ese total el 70 por ciento corresponde a la formación Vaca Muerta con potenciales recursos de petróleo y de gas que se calculan para al menos cien años.

La existencia de Vaca Muerta tiene antecedentes de entre 30 y 40 años mediante estudios realizados por empresas extranjeras. En ese época no pudieron desarrollarse porque no existía la tecnología para extraer esos recursos naturales, las finalmente fueron desarrolladas en Estados Unidos.

El país del Norte desarrolló la tecnología necesaria y es el que más avanzó en la extracción de no convencionales en el mundo.

Esto último quedó claro con el interés y los acuerdos que ya se firmaron con empresas como Chevron y Dow Chemical a los que se sumaron Bridas, la alemana Wintershall y la francesa Total para desarrollar yacimientos en Vaca Muerta.

Durante el último foro de hidrocarburos, realizado en la Rural de Buenos Aires, el titular de YPF, Miguel Galuccio describió a Vaca Muerta como un yacimiento “de clase mundial”.

En un paso fugaz por Neuquén, la semana pasada, el senador nacional del Frente para la Victoria, Aníbal Fernández dijo que “Neuquén es una vedete en el mundo” mientras que el gobernador Jorge Sapag consideró como “históricos” y “fundacionales” para el desarrollo de la provincia y el país los acuerdos y las inversiones de miles de millones de dólares comprometidas.

El ministro de Energía de Neuquén, Guillermo Coco, explicó a Télam que actualmente hay 400 pozos no convencionales en etapa de desarrollo e hizo hincapié en la política que el estado provincial lleva adelante a través de G&P.

“Nosotros como política no cedemos concesiones, podemos tener una UTE pero la concesión la mantiene el 100 por ciento G&P”, puntualizó.

Señaló que “no entregamos ninguna concesión porque es una política de estado del gobierno de Neuquén. Los derechos mineros los conserva la empresa estatal”. Además, dijo que “se realizan contratos de servicios o con UTEs de acuerdo a cómo se concreten los acuerdos de asociación”.

Precisó que “no hay que olvidar que cuando terminen los contratos de concesión de yacimientos convencionales, no se vuelven a renovar, es decir que los convencionales vuelven al Estado y van a volver a G&P”.

El 2 de octubre pasado la empresa estatal Gas y Petróleo Neuquén (G&P) concretó la primera fractura hidráulica en el yacimiento Aguada Federal de la formación Vaca Muerta.

Los trabajos de exploración comenzaron un año antes por cuenta de G&P y después de ese proceso se concretó la primera fractura hidráulica con la participación de las empresas Halliburton y Nalco.

Para intensificar el desarrollo del área, G&P firmó un acuerdo asociativo con la petrolera alemana Wintershall durante una gira realizada por ese país por una delegación neuquina encabezada por el gobernador Sapag.

Los alemanes invertirán 115 millones de dólares en una primera etapa exploratoria que de resultar exitosa permitirá un programa de desarrollo del área a 18 años con una inversión superior a los 3.300 millones de dólares.

Al mismo tiempo, están avanzadas las negociaciones del gobierno neuquino con Petrobras y según anticipó el gobernador Sapag antes de fin de año se firmarían los contratos en la sede de la empresa, en Río de Janeiro. 

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Argentina

Tecnologías combinadas para perforar: Qué es el ‘casing drilling’ ensayado por YPF

15 Oct , 2013  

A partir de una combinación sin precedentes de dos tecnologías, YPF logró terminar la perforación de un pozo vertical a 3.000 metros de profundidad en 19 días. Se trata de un plazo poco habitual en la industria, donde esta tarea suele demandar entre 25 y 40 jornadas.

El secreto para el ahorro de tiempo, que en el sector se mide en millones de dólares, es la técnica conocida como underbalanced casing drilling –en español, perforación con entubamiento en bajo balance–, que permite ahorrar unos diez días en promedio en comparación con una excavación tradicional.

Hasta ahora se aplicó en ocho pozos de Loma de la Lata norte, aunque la firma piensa seguir usándola. Desde YPF creen, a partir de comentarios de las empresas de servicios, que es la primera vez en el mundo que se utiliza este tipo de maniobras a 3.000 metros de profundidad, donde se extiende la formación Vaca Muerta.

“Cuando se perfora un pozo se utilizan un trépano y una columna de perforación estándar. Luego ésta se retira y se baja el casing, que es la cañería desde donde se produce y luego se cementa a los bordes del pozo”, explicó un especialista en perforaciones de YPF.

Detalló que en este caso lo que se hizo es utilizar el casing como columna perforadora. Esto implica que hay que sacrificar el trépano, que se pierde en las profundidades, ya que no puede ser retirado porque podría dañar la tubería.

Hasta aquí, nada nuevo. Lo distinto de estos pozos es que esa técnica se hace “bajo balance”, es decir, utilizando lodos de perforación a una presión más baja que las de la formación. No queda otra opción en Quintuco o Vaca Muerta, por las características de la piedra, explicó un técnico a Río Negro Energía.

Ahorro en tiempo
La combinación de estas maniobras es más cara pero “se ve amortizada con creces por los días que se ahorran“, indicó el especialista.

El tiempo siempre es una variable económica clave pero tomará una nueva dimensión en el mundo de los no convencionales. Es que por su propia naturaleza requieren de múltiples perforaciones en locaciones reducidas, que además deben ser estimuladas con fracturas hidráulicas. Cada segundo que se gana en la boca del pozo permite producir en un menor lapso y da un aire para el repago de los proyectos.

Además, en una industria en la que la mayoría de las tareas se terceriza, reducir los tiempos reduce también los costos de contratación para las operadoras. Otro tema central es la disponibilidad de equipos, un verdadero cuello de botella para el sector: mientras antes se termine con el trabajo, más rápido podrá ser relocalizada la maquinaria.

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Argentina, Energía

Mendoza: Metalmecánica se beneficia por mayor producción petrolera

11 Oct , 2013  

La empresa ubicada en el departamento de Rivadavia de Mendoza, MST América SRL, fabricó seis plataformas y seis tanques para almacenar petróleo destinados a ser utilizados en emprendimientos de YPF.

Las piezas metálicas tienen 11 metros de diámetro, 3 metros de altura y 15 toneladas de peso. Algunas de las estructuras fueron trasladadas en tres camiones que salieron de la exbodega Gargantini en Rivadavia.

“Después de estar varios años inmovilizadas las inversiones en la zona petrolera de Mendoza, fundamentalmente de Vizcacheras, han aumentado donde se nota la inversión del Gobierno provincial y nacional”, destacó Juan Carlos Quaglini, apoderado de la empresa MST América SRL, responsable de la obra.

Asimismo, explicó que “estas plataformas se realizan para poner sobre ellas tanques de almacenamiento de petróleo para YPF de 160 metros cúbicos”.

“Es fundamental para el sector metalmecánico mendocino que está logrando una reactivación, se nota el movimiento permanente que están teniendo los pozos de vizcacheras”, remarcó el empresario.

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Argentina, Energía

Director de Tenaris enfatizó que el shale es “un gran generador de empleo”

11 Oct , 2013
Redacción ShS  

El Director General de Teneris en Argentina, el Ing. Javier Martínez Álvarez, se refirió al desarrollo de los recursos no convencionales e hizo foco en la viabilidad económica de la producción. Ver nota

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Argentina

Con ocho pozos ya perforados, ExxonMobil arma una estructura fija en Neuquén

10 Oct , 2013  

El gerente de Operaciones de ExxonMobil, Ricardo Livieres, informó que la petrolera norteamericana ya ha perforado 8 pozos exploratorios en Vaca Muerta en las tres áreas donde participa y que armaron una estructura fija en Neuquén. Así lo señaló el periódico patagónico La Mañana de Neuquén.

Livieres reveló que “hemos perforado el primer pozo de shale en agosto pasado y luego hemos perforado otros tres pozos más, de los que se van a evaluar los resultados de los reservorios para ver cómo continuamos”.

El directivo explicó que para la búsqueda de shale oil en Vaca Muerta la petrolera participa en dos tipos de actividades. Por un lado integra los consorcios con Petrobras, YPF y Americas Petrogas aunque allí no participa como operador. También en socia de G&P, donde sí son operadores.

El ejecutivo de ExxonMobil aclaró que las perforaciones realizadas fueron en el área Bajo del Choique, a 50 km de Rincón. También tienen operaciones en Sierra Chata, Los Toldos, Pampa de las Yeguas y Loma del Molle con YPF.

En tanto, Chevron, además de sus planes con YPF también tiene avanzados sus planes exploratorios en El Trapial, la principal área petrolera de la provincia donde busca avanzar haca Vaca Muerta.

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Argentina

Chevron ya tiene su equipo preparado para comenzar las tareas en Loma Campana

10 Oct , 2013
Roberto Aguirre  

A poco más de un mes de que la Legislatura neuquina aprobara el acuerdo con YPF para la explotación de shale oil en Loma Campana, Chevron ya comenzó a hacer su ingreso en la sociedad que integrará junto a la petrolera estatal.

La operación está a cargo de YPF pero los equipos serán conformados por técnicos y profesionales de las dos compañías.

Según explicó a Río Negro el líder de proyectos no convencionales de la empresa, Rubén González, “ya se conformó el equipo mixto para empezar a trabajar en el piloto”.

El técnico explicó que la operación está en manos de YPF, pero Chevron ya sumó su personal especializado al proyecto, que contempla la perforación de un centenar de pozos, con una inversión de 1240 millones de dólares.

Se trata de un proyecto pionero en el mundo del shale, el cual es seguido con atención por las grandes empresas del sector. De su éxito dependerá, en buena medida, que arriben a la provincia de Neuquén más fondos para desarrollar clusters de no convencional.

En forma paralela, Chevron avanza con los trabajos de exploración en Vaca Muerta dentro del área El Trapial. Allí, proyectan su tercera perforación para caracterizar el subsuelo, que hasta ahora arrojó tanto gas como petróleo.

No hay perspectivas de desarrollo comercial en el corto plazo, según explicó González y argumentó que es necesario “ser prudente” a la hora de analizar los resultados de un solo pozo. “La clave son los trabajos previos para reducir incertezas”, indicó González al ser consultado por el medio patagónico.

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Argentina

Vaca Muerta: Total iniciará dos pilotos de shale gas por u$s 400 millones

10 Oct , 2013  

La petrolera Total Austral pondrá en marcha en las próximas semanas dos pilotos para estudiar la extracción de shale gas en Vaca Muerta.

La compañía francesa perforará 20 pozos en Aguada Pichana, uno de los principales campos gasíferos de la provincia. Según confirmó a La Mañana de Neuquén el Ministro de Energía, Guillermo Coco, la inversión rondará los 400 millones de dólares y estará destinada a dos proyectos paralelos: un piloto de gas seco y otro de gas rico (con buenas cantidades de hidrocarburos líquidos).

Las perforaciones serán horizontales y verticales y estarán dirigidas a evaluar el potencial del Vaca Muerta. El plan demandará casi un año. Si los pozos son exitosos, luego se llevará a cabo la etapa de desarrollo.

Total opera el área y posee el 27,3% de la concesión, en sociedad con YPF y Wintershall, que tienen el mismo porcentaje, y Pan American Energy, con el 18,1%.

Se tratará del segundo proyecto de shale gas en Vaca Muerta que se pondrá en marcha, luego de El Orejano, donde YPF se asoció con la norteamericana Dow para destinar 188 millones de dólares para desarrollar el área.

Parte del agua que usó la petrolera provincial Gas y Petróleo del Neuquén (G&P) para fracturar el pozo Aguada Federal será reutilizada por Total en Aguada Pichana.

Más gas

Los proyectos de gas son esenciales para la matriz energética argentina, donde la demanda supera ampliamente a la oferta en los últimos años, y se debe recurrir a las costosas importaciones mediante los barcos metaneros.

Para estimular las inversiones gasíferas el gobierno nacional lanzó un programa por el cual las compañías que incrementen la producción cobrarán 7,50 dólares el millón de BTU, más del triple de lo que se paga, en promedio, el gas neuquino.

Total ya cerró un acuerdo para ingresar en esos beneficios al igual que YPF, Wintershall y Pan American Energy. Además se comprometió ante la administración de Cristina Fernández a destinar 1.100 millones de dólares para incrementar su oferta de gas.

Con 34,7 millones de metros cúbicos por día, la empresa francesa entrega el 30 por ciento del gas de la Argentina y es la principal productora del país.

Argentina

Eduardo Eurnekian ratificó inversiones en hidrocarburos en asociación con YPF

9 Oct , 2013
Shale Seguro  

El presidente y CEO de Corporación América, Eduardo Eurnekian, ratificó hoy que el grupo invertirá 500 millones de dólares en la exploración y/o explotación de hidrocarburos en el país, convencionales o no convencionales, en asociación con YPF.

“El compromiso de inversión está y se va a realizar”, afirmó Eurnekian, quien confirmó que serán 500 millones de dólares y que la operación se concretará muy probablemente antes de finales de este año.

Sobre los reservorios no convencionales el empresario opinó: “Estamos frente a un poderoso agente de cambio de la economía Argentina. Pero hay que pensar a largo plazo”.

Eurnekian formuló estas declaraciones luego de exponer en el Foro de la Industria de los Hidrocarburos que organiza el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG) en el Predio Ferial de Palermo.

 

Argentina

Compañías de servicios petroleros resaltan
la importancia de estudiar el shale

9 Oct , 2013
Fabio López  

Especialistas de Baker Hughes, Halliburton, Schlumberger y Weatherford resaltaron la importancia que posee una rigurosa caracterización de los reservorios para dotar de viabilidad al desarrollo local de los hidrocarburos no convencionales, al incrementar la eficiencia en las operaciones.

Baker Hughes, Halliburton, Schlumberger y Weatherford llevaron a cabo casi la totalidad de los estudios realizados hasta ahora sobre el shale argentino. A partir de dicha información, expertos de las cuatro compañías expusieron las mejores opciones de desarrollo que hoy ofrecen los clusters no convencionales en el país.

A decir de Héctor Domínguez, Unconventional Project Manager de Weatherford, el nuevo paradigma que representan los hidrocarburos no convencionales obliga a tener un acceso constante a la información de laboratorio a fin de conocer el contenido orgánico e inorgánico de la roca.

“El desarrollo del segmento incluye tres etapas básicas: en primer término, la prospectividad (a la hora de evaluar el espesor, la extensión areal y ciertos modelos de la cuenca para entender el potencial de los recursos); una segunda instancia de exploración (con toma de coronas y registros de lodo, entre otros estudios, para detectar calidad de los recursos), y una tercera fase analítica (con microsísmica y otros análisis destinados a cuantificar la productividad de los recursos)”, explicó el especialista en el marco de la exposición Argentina Oil & Gas (AOG) 2013.

Asimismo, Domínguez apuntó: “También podemos utilizar fluorescencias de rayos X, registros eléctricos y lecturas de rayos gamma, entre otras herramientas. Este combo de datos nos otorga una mayor certeza sobre las condiciones con las que podemos encarar la completación de un pozo”.

En pos de obtener un resultado favorable, añadió, hay que dar pasos complejos que dependen mucho de la logística y la coordinación de la información disponible. “Es clave mancomunar los esfuerzos de la operadora y la compañía de servicios”, completó.

Entender para invertir
De acuerdo con Federico Sorenson, Unconventional Reservoir Manager de Halliburton, antes de invertir en la aplicación de tecnologías en el segmento, lo principal es entender el reservorio. “Vaca Muerta es una formación heterogénea, cuyas secciones tienen espesores que oscilan entre los 80 y los 500 metros. En ese sentido, nos ha ayudado mucho ir al campo y observar tanto la complejidad de los afloramientos como lo que hallamos en el subsuelo”, comentó.

Según sus palabras, combinando la información de superficie con distintos análisis (geofísicos, minerológicos, petrofísicos, etc.) es posible entender la respuesta productiva en el corto plazo y los distintos mecanismos de producción del reservorio, entre otras variables.

Las pequeñas imperfecciones que se generan en la roca cuando se la perfora, puntualizó, hablan de su resistencia durante la fractura. “En muchos casos hemos notado que necesitamos dejar las fracturas con agentes de sostén para que sigan siendo conductivas”, detalló.

En cuanto a la producción, sostuvo que resulta muy útil bombear fracturas diferentes, utilizar fluidos limpios, inhibir las arcillas, efectuar divergencias dentro de las fracturas, emplear fluidos ácidos y usar arenas de bajo costo y origen local. “Asimismo, estamos aplicando imágenes 3D para obtener una mejor caracterización de la roca”, agregó.

Información integrada
Por su parte, Richard Brown, vicepresidente de Recursos No Convencionales para Latinoamérica de Schlumberger, presentó un estudio realizado por esa firma para un consorcio de operadores en la formación norteamericana Eagle Ford.

A su criterio, Vaca Muerta no tiene comparación a nivel mundial, y por eso deberá desarrollarse de manera única. “No sirven las comparaciones, pero este estudio presenta una metodología que puede replicarse aquí”, justificó.

Está extendida la creencia, indicó, de que la combinación de perforaciones verticales y horizontales redunda en pozos que producen mejor y con mayor consistencia. “Por desgracia, eso no suele ser así”, advirtió.

Para el experto, la industria debe aceptar que la producción en los reservorios no convencionales nunca es uniforme. “Por eso es tan relevante la integración de la información. Una estrategia basada en datos aislados sólo brindará resultados parciales”, señaló.

Finalmente, Martín Paris, coordinador de Geosciencias de Baker Hughes en Neuquén, manifestó que el surgimiento del negocio del shale en el país ha venido acompañado por nuevos conceptos, como el cluster (aglomeración de empresas en un lugar geográfico) o el bundle (set de wireline, de fractura y de coiled tubing gerenciado como un único producto).

Hace unos años, cuando comenzó a hablarse de este negocio en la Argentina, lo primero que hicimos fue mirar hacia Estados Unidos. Muchos de nosotros viajamos y aprendimos de su éxito indiscutido, pero 15 años después ellos se han dado cuenta de que algunas cosas pueden hacerse mejor. De hecho, está demostrado que un 70% de los pozos no convencionales estadounidenses no alcanzan sus objetivos productivos y que un 60% de todas las etapas de fractura son ineficaces”, precisó.

En esa dirección, ponderó la importancia del aislamiento eficaz de la fractura, el diseño óptimo del tratamiento de la misma, la utilización de fluidos limpios y el monitoreo con microsísmica y trazadores químicos o acústicos. “Saber qué pozos perforar y cuáles son las fracturas para hacer implica un ahorro de muchísimo dinero”, concluyó.

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Argentina, Energía

Neuquén: Proponen crear un registro único de trabajadores petroleros

9 Oct , 2013  

Ante el boom de los no convencionales y el crecimiento de los puestos de trabajo en el sector petrolero, diputados neuquinos impulsan una ley para ordenar la contratación de técnicos y profesionales. Ver nota

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