El directivo afirmó que un 40% de las fracturas hidráulicas realizadas en los campos no convencionales de Estados Unidos no son rentables.

Y precisó que la mitad de los mayores productores de Eagle Ford tiene un brake even de u$s 75. Pidió por la utilización de un nuevo modelo de completación de pozos.

Abelardo Antonio Gallo, gerente general para la Argentina de Schlumberger, echó por tierra la lectura, varias veces difundida por dirigentes políticos y algunos especialistas, de que el desarrollo de los yacimientos no trae aparejado un riesgo geológico, sino un riesgo económico por la magnitud de las inversiones necesarias para poner en valor esos recursos.
 
El directivo de la compañía de origen francés, la mayor empresa de servicios petroleros del planeta, señaló que un 40% de las fracturas hidráulicas realizadas en los campos shale de Estados Unidos no produce hidrocarburos porque no se efectuaron de la manera adecuada.

“Hay varias posibilidades. Que los pozos perforados fueran ciegos sin navegación por la sweet spot de la formación. Que se hayan cerrado las fracturas. O directamente que la fase nunca fuera fracturada porque los fluidos se direccionaran por el mínimo de la resistencia sin llegar a concretar la fractura”, precisó el ejecutivo durante su presentación en el VII Seminario Estratégico organizado por la Sociedad de Ingenieros en Petróleo (SPE) en el centro porteño durante junio.

Según datos de la consultora IHS sobre la base de estadísticas de 2013, en las formaciones no convencionales de Estados Unidos (Eagle Ford, Marcellus y Bakken, entre otras) cerca de 1.560 equipos de perforación de última tecnología (skydding y walking rigs) habían colocado 32.000 pozos, con  alrededor de 400.000 etapas de fractura.

“Si calculamos que cada etapa cuesta cerca de u$s 100.000, llegamos a la conclusión de que las petroleras desembolsaron en su conjunto u$s 40.000 millones en el área de estimulación. Si un 40% de esas fracturas no fue productiva, una inversión de u$s 16.000 millones no tuvo el retorno de rentabilidad que se esperaba”, precisó Gallo. “¿Cómo es posible que, a pesar de eso, la industria de Estados Unidos haya logrado tener éxito y aumentar la producción?”, se preguntó.

La respuesta reside, a su entender, en la envergadura de la industria de servicios de Estados Unidos, con una capacidad disponible de 20 millones de HP (en la Argentina sólo hay 450.000 HP). “Pusieron el foco en la mejora de la eficiencia y lograron bajar los costos. Existen operadoras que en seis meses pagaron los costos con su producción. Su apuesta por el modelo de factoría extremo dio resultados. Pero sería incorrecto pensar que la misma solución funcionará en todas las cuencas”, advirtió el ejecutivo.

NUEVO PARADIGMA

La posibilidad de replicar ese modelo en la Argentina para promover el desarrollo de los recursos de Vaca Muerta debe ser descartada. “No es viable producir a escala comercial los campos no convencionales de Neuquén de la misma manera que explotamos los yacimientos de shale en Estados Unidos”, enfatizó. Los bajos precios del petróleo –en torno a los u$s 60 a escala mundial– pusieron en duda la rentabilidad de este tipo de explotación.

“De los 14 mayores productores de Eagle Ford, sólo la mitad tienen un brake even por debajo de u$s 75. La otra mitad no logra ser viable con estos precios”, precisó Gallo. A raíz de eso, Schlumberger alcanzó –en su área de Investigación y Desarrollo– una nueva tecnología para encarar la etapa de perforación y fundamentalmente completación de los pozos colocados en el No Convencional.

Ya no se trata de perforar a mansalva en el típico modelo geométrico de factoría, sino de aplicar un método de ingeniería en función de un entrecruzamiento científico de variables que permita mejorar los rendimientos de las fracturas. “De los estudios realizados sobre la base de la utilización de este nuevo método de perforación, confirmamos que un 82% de los clusters de fracturas resultaron productivos, lo que arroja una mejora del 28% con relación a la fractura tradicional”, explicó el gerente de Schlumberger.

CARACTERÍSTICAS ESPECIALES

Todos los shale del mundo tienen características especiales. Vaca Muerta no es la excepción. Una de sus particularidades es su actividad tectónica, dado que existe bastante heterogeneidad vertical como horizontal en la formación, con intercalaciones de cenizas volcánicas y calizas extremadamente duras que pueden generar caminos alternativos de fractura. “Creemos que con esta complejidad, el método de ingeniería es una opción viable que deberíamos intentar en la Argentina. Es una tecnología que estamos incorporando y permitirá incrementar la producción de los pozos”, señaló.

Frente a ese escenario, es imprescindible elevar la eficiencia operativa. Para muestra basta un botón: Schlumberger fractura hasta 120 etapas por mes en Eagle Ford. Son cuatro estimulaciones por día. En Neuquén, en cambio, la empresa no supera las 40 etapas por mes (1,3 fracturas por día). “A nosotros nos pagan por el número de fracturas que realizamos. Si fracturamos, cobramos, aunque nuestro costo corra las 24 horas. Para una compañía de servicios, la utilización de equipos define el costo”, destacó Gallo.

En ese sentido, abogó por una mejora de la productividad en Neuquén. “Hoy en día, así como están las cosas, la situación del negocio es inviable. Es aritmética. Son muchos los factores que debemos mejorar: eficiencia, el acceso al agua, a los insumos. En Eagle Ford no se llegó a 120 etapas de fractura de la noche a la mañana. Sólo se alcanzó esa cifra después de un proceso de mejora continua que debemos replicar en la Argentina”, afirmó Gallo. “La industria local precisa una solución holística no convencional para viabilizar el desarrollo de Vaca Muerta”, concluyó.