Permian, el aprendizaje para Vaca Muerta

La SPE (Society of Petroleum Engineers) ha publicado recientemente un artículo sobre el desarrollo de la cuenca de Permian, ubicada en el oeste de Texas y al sureste de Nuevo México, la más grande en producción de petróleo no convencional del país del norte.

En el 2016 el coordinador del Programa de Recursos de Energía del USGR (Servicio de Geología de Estados Unidos) informo a la CNN una nueva evaluación geológica de la cuenca de Permian que cambió su desarrollo en muy pocos años.

Walter Guidroz, geólogo del USGR, decía que “los cambios en la tecnología y las prácticas de la industria pueden tener efectos significativos en los recursos que son técnicamente recuperables”. Las técnicas de perforación horizontal y de fractura hidráulica lideradas en las formaciones de Permian Basin y Eagle Ford causaron rápidamente un desplome en los precios del barril del petróleo a nivel mundial. De la cifra histórica de 100 dólares, el barril cayo en pocos meses a 35 dólares.

Como todo país que no alcanza el desarrollo tecnológico y depende –en todo sentido- de otras naciones, Argentina debe mirar y aprender de los avances tecnológicos de los países que hacen punta en ciencia y tecnología.

El informe escrito por el departamento de estimulación de la empresa Schlumberger y expuesto en la última Conferencia de Tecnología de Fractura Hidráulica de la SPE (Sociedad de Ingenieros de Petróleo) advierte que los pozos más antiguos están superando a los pozos más jóvenes.

El ingeniero en estimulación de producción, Wei Zheng, informó que del estudio realizado “la producción de pozos jóvenes es inferior a los pozos principales, estamos obteniendo el mismo resultado que hace 5 años cuando gastábamos menos”

La teoría o concepto de desarrollo de campo que estudian es “a medida que aumentan la cantidad de pozos perforados, es más difícil encontrar una superficie (en la formación) que no compita con otro pozo” cercano.

En forma paralela, Westwood Global Energy Gruop –líder en información e investigación para la industria energética mundial- informó que la cantidad promedio de agente de sostén utilizada durante el 2018 en Permian aumentó el 8% sobre el 26% registrado en la campaña del año anterior.

Bajo este escenario, las empresas debieron incrementar en un 8% los agentes de sostén en las fracturas con el objetivo de extenderse en la formación y aumentar la productividad de los nuevos pozos.

La conclusión del primer estudio, actualmente en discusión por grupos técnicos de la SPE, es que la mayor extensión lateral de un pozo y el mayor uso de agente de sostén -durante la campaña 2018 llevada a cabo en Permian- arrojó la misma y/o similar producción de un pozo de menor extensión con menor utilización de agentes.

Hasta el momento, en el desarrollo de los campos contemplaba datos estadísticos de los metros de extensión lateral, cantidad de agentes utilizados y distanciamiento entre pozos. Cuando a esta información se comenzó a cruzar con datos de producción, se observó que la mayor cantidad de fracturas y extensión no significaba mayor producción; existiendo una posible competencia entre pozos producto de la falta de distanciamiento.

Un aprendizaje interesante para la industria en general y para nuestro país en particular. Quizás en algún momento, podamos contar con informes técnicos elaborados por nuestros profesionales y continuar investigando la actividad desde la propia formación Vaca Muerta.

Mientras tanto, la información proveniente de USA generó inquietud en un pequeño grupo de profesionales dedicados a los no convencionales en la provincia. La alerta obligará a los funcionarios a conocer con detalle las estrategias de las actuales operadoras, las inversiones de mediano y largo plazo que contemplen las variables macroeconómicas y el plan de desarrollo de los campos con el objetivo de prevenir una declinación futura de los pozos y el incremento de los costos de producción en los próximos años.