Veinte o más unidades de bombeo están siendo encastradas en las operaciones de fractura en el rio Horn y en los yacimientos de Montney. La empresa Calfrac Well Services Ltd puede alardear con tener mas potencia que cualquier rival en Canadá.  Doug Rampsay, Presidente de la compañía predijo que los niveles de la actividad de fractura continuarán aumentando durante 2010, una noticia que resulta bienvenida en el sector del gas natural. Ramsay no está solo en su optimismo. Mike Graham, Vicepresidente de EnCana Corp,  asegura que la cuenca del río Horn contiene un estimado de 500 trillones de pies cúbicos de gas y se erige como el área de gas más prometedora de Norteamérica.

“Estimamos que podremos perforar de 2000 a 3000 pozos brutos de múltiples pads dentro de las próximas décadasâ€�, comenta Steven Farris, Presidente de Grantech Engeneering Internacional, y estima que las formaciones del área de Montney podrían generar alrededor de 6 billones en los próximos 5 años. El Gerente de Marketing y ventas de Calfrac, Gary Rokosh, dice que la teconolgía, el equipamiento y la logística  están siendo ampliados por las áreas de CB, particularmente por la cuenca del Rio Horn. “Cuando recién comenzamos a trabajar allí, un grupo de fracturadores hacía una fractura por día, y pronto comenzaron a hacer dos por díaâ€�, comenta Rokosh. Proyectos exitosos son los que hoy están realizando tres o cuatro fracturas por día.

Mejorando nuestra eficacia es sumamente importante para los productores llevar este gas al mercado con un provecho razonable�. Un pozo horizontal en el río Horn puede actualmente estar fracturado hasta en 18 etapas y el número de etapas continúa creciendo. Más de 32 pozos pueden ser perforados desde un sólo pad, requiriendo alrededor de 100.000 tn de arena para fractura (una sola fractura puede llegar a necesitar mas de 300 tn). La necesidad de agua, combustible y otros suministros son igualmente de grandes magnitudes. Aunque el uso de agua es un tema delicado, una fuente reporta que en una sola fractura en esta zona puede llegar a utilizar 1.5 millones de galones de agua.

 â€œNosotros organizamos números para un grupo de trabajo de fractura para todo el año en mútiples padsâ€�, dice Rokosh. Para evitar tener que andar transportando combustible, Calfrac está examinando los pros de construir bombas especiales que quemen el gas natural. A pesar de los costos, la firma Apache y su socio EnCana planean tener 27 pozos en producción para la primera mitad del 2010. Apache operó un pad de 16 pozos y Encana uno de 11. John Crum, el Presidente de operaciones de North America dijo que las operaciones de terminación comenzarán en el pad operado por Apache en diciembre, y las fracturas comenzarán en enero. La primera producción del pad se espera para abril. EnCana planea seguir inmediatamente con las fracturas en sus 11 pozos.

Mientras tanto, Apache se ha movido a otro pad donde perforó otros 11 pozos, experimentando con laterales más largos, con más de 20 fracturas y mas espacio para optimizar futuros planes de desarrollo. “Se espera que esos pozos estén perforados para mitad de año y terminados en la segunda mitad de 2010â€�, comenta Crum.  “Los cuatro pozos del programa 2009 continúan produciendo a más de 24 mmcf por día luego de más de tres meses de producciónâ€�, comenta el ejecutivo de Apache. “Los resultados apoyan nuestros estimativos de recuperación de 12 bcf por pozo en nuestros 14 pozos fracturadosâ€�. Los 6 pozos Muskwa del programa 2008, el cual tuvo 10 fracturas por pozo, continúan superando expectativas, produciendo 11mmcf por día luego de más de un año de producción.

Crum añade que la compañía apunta a reducir sus costos por fractura de $600.000 o $700.000 a alrededor de $300.000. Quicksilver Resources Inc. se posiciona entre una de las primeras productoras de gas no convencional de Norte América. La firma Canadiense con base en Texas está finalizando la preparación del pad y espera comenzar en breve con las actividades de terminación en su segundo pozo en la cuenca del rio Horn. Se espera que el pozo, con una sección horizontal de 4.300 pies, incluya 12 etapas de estimulación por fractura. En septiembre, Quicksilver anunció sus resultados iniciales de su primer pozo exploratorio de la cuenca testeando la formación Muskwa, que produjo en promedio unos 10mmcf durante su primer mes de producción.

El pozo ha producido más de 500 mmcf de gas natural y continúa produciendo un promedio de más de 7mmcf por día desde la sección horizontal a 3.500pies. Otro voto de confianza importante en la cuenca vino de la mano de  TAQA Nort, una subsidiaria de la compañía Abu Dhabi Nacional Energy. La operadora árabe planea comenzar a perforar los pozos este invierno, luego de obtener las licencias por dos áreas por $63.27 millones en una subasta provincial. “Esperamos que esto nos guíe hacia uno de los programas de perforación más largosâ€�, comenta el director de TAQA, Frederic Lesage. En la misma venta, Imperial Oul Limited y Exxon Mobil Canada Energy se unieron para invertir alrededor de $113millones por unos acres de tierras en Rio Horn.

Imperial es una empresa crucial, pero ha abandonado virtualmente al gas natural así como al petróleo convencional en Canadá occidental. Las grandes compañías requieren normalmente grandes perspectivas para lograr un crecimiento significativo. El desafío del río Horn es casi tan grande como su potencial de producción. La principal preocupación es asegurar los grandes volúmenes de agua requeridos para las fracturas, asi como también la disposición final del agua producida en los pozos. Utilizar el agua de superficie no es una opción. Mientras que la investigación se encuentra en sus primeros estadíos, alguien sugirió que dos formaciones están cerca de ser candidatos para la disposición de agua.

“Parece que las formaciones Debolt y la Mattson representan la clave para este asuntoâ€�, comenta Lyb Anglin, el presidente de la firma Geociencia B.C. Con una garantía de $5.7 millones del gobierno de CB, Geociencia y el Grupo Productor de la cuenca del río Horn (HRB) han emprendido el proyecto de investigación, en el cual se está examinando las capas acuíferas bajo la superficie de toda la cuenca. De 13 compañías que conforman el grupo, 11 están participando en dicho estudio. A pesar de esas limitaciones, los progresos técnicos han sido excelentes. Michael Mazar, un analista de servicios de gas y petróleo de BMO Capital Markets, estima que el precio de rentabilidad para perforar en el área del río Horn ha pasado de $1 por mcf a  $5.05 por mcf. El cálculo supone 250 tcf de gas original in situ en el área, de los cuales de 25 tcf a 50tcf son económicamente recuperables.

Perforar puede producir más de  10 bcf por pozo. Según BMO, un pozo tipo del área cuesta $9 millones y los costos de descubrimiento y de desarrollo son de 98 centavos por mcf. El valor que queda, descontando 10% por impuestos es de $2.7 millones por pozo más el impuesto interno, que es del 21% calculando que el precio del gas sea de $6 por mcf. BMO calcula que sólo la producción de la cuenca del río Horn podría superar los 4 bcf por día en 2015, suponiendo que la capacidad de la cañería se mantenga en un ritmo constante. Es un rendimiento muy significativo para una región, considerando que el promedio de  producción total de Canadá  en 2008 rondó los 16 bcf por día. Las posibilidades de Montney tiene mas rentabilidad, sobre todo porque está ubicada al sur de la laguna Dawson y muy cerca hay infraestructura de cañería existente.

El productor pionero en el área es ARC Energy Trust a la que se le han sumado muchas otras en los últimos 5 años. ARC planea gastar $217 millones en Montney para comisionar sus primeros 60mmcf por día de la planta de gas. La inversión planea también enfocarse en la exploración, delineación y desarrollo tecnológico dentro de los recursos que poseen en Montney. El presupuesto será de $47 millones para delinear más perforaciones en las tierras operadas por ARC. Unos $20 millones extra han sido asignados para el desarrollo y exploración del área en el lado de Alberta. Husky Energy Inc. Subrayó recientemente la atracción de esta región cuando anunció “resultados muy alentadores� de dos pozos de exploración verticales en las formaciones de Montney y Doig.

De uno de los pozos de la formación Doig ofreció un flujo de gas a un índice de 2.9 mmcf por día. El segundo pozo, en Montney, fluyó a un índice de 5.4 mmcf por día. “La potencial fuente de recuperación  de estos pozos es considerable  y se encuentra entre las mejores pruebas de las áreas de Montney y Doigâ€�, cuenta John Lau, Presidente de Husky. Los productores con base en Calgary planean perforar el primer pozo horizontal en esta región en 2010. Husky tiene más de 24000 acres en el área. “La reciente adquicisión mejora notablemente la posición de la empresa en el área, la cual se ha convertido en una de las más prometedoras para desarrollo de gas naturalâ€�, comenta Lau.

Fuente: New Technology Magazine

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