Las arenas silíceas que extrae YPF en Chubut para sus operaciones en Loma Campana, el proyecto pionero para explotar shale gas en Vaca Muerta, podría estar en peligro. Una empresa neuquina está explorando Neuquén y Río Negro a la búsqueda de canteras de arenas que sirvan como agente sostén de las fracturas hidráulicas.

El insumo es clave para el fracking y la competitividad de la producción los pozos no convencionales. Las arenas nacionales que se utilizan en Vaca Muerta se ubican en Chubut, a 750 kilómetros de los proyectos, y en Entre Ríos, a 1300 kilómetros.

De acuerdo un informe de La Mañana de Neuquén, hace dos años que la Compañía Minera del Neuquén (Cormine) realiza estudios en busca de una fuente neuquina de provisión de arenas. Ya invirtió $3 millones en campañas de exploración en las zonas de Auca Mahuida y Rincón de los Sauces. Las muestras son analizadas en laboratorios mendocinos.

Si bien en los últimos años se sustituyeron las importaciones por arenas naturales nacionales, es complejo abastecer con recursos locales el incremento de la demanda por las limitaciones en canteras y plantas de producción, la baja calidad de los recursos y dificultades logísticas.

El agente sostén representa casi el 30% del costo de completación de un pozo no convencional. La mitad del costo de las arenas que en la actualidad se utilizan en los proyectos ubicados en la formación Vaca Muerta corresponde al flete.

“Por ahora no se ha encontrado arena que pueda ser utilizada por la industria petrolera, que tiene que ser muy específica, con una esfericidad y resistencia a la presión particulares. Pero aún quedan muchos lugares en la provincia para explorar”, indicó a La Mañana de Neuquén el presidente de Cormine, Martín Irigoyen.

“Hoy en día, el costo del flete del agente sostén tiene mucha incidencia. Encontrar arenas aptas en la provincia permitiría reducir las distancias de traslado, lo cual impactaría muy positivamente en la industria”, agregó Irigoyen.

Otras petroleras tienen en marcha la búsqueda de canteras cercanas a Vaca Muerta en Río Negro y en el sur de Mendoza. Cada pozo shale requiere entre 3000 y 7500 toneladas de arena para ser estimulado, dependiendo de las etapas de fractura que se apliquen . Entre 2012 y 2018, YPF bombeó 1,5 millones de toneladas para poner en producción el shale oil.

La industria petrolera utiliza tres tipos de arenas: naturales, refinadas y cerámicas. Las más baratas son las primeras, mientras que las cerámicas son las más caras por su mayor calidad al tener mayor resistencia a las altas presiones del reservorio y por su geometría de grano uniforme.

En los primeros pozos no convencionales la mayoría se importaba de países como Estados Unidos, México, China y Brasil. Hoy, la mayoría de la arena natural que utilizan las empresas proviene de Entre Ríos y Chubut, y se importa una cantidad menor, sobre todo resinadas y cerámicas.

La cuestión logística es un gran tema a resolver para bajar los costos. Las canteras están lejos de los yacimientos y los costos de flete rondan los 90 dólares por tonelada, para el caso de las arenas entrerrianas, lo mismo que cuesta la arena.

Además, las reservas explotables son exiguas, lo que obliga a la exploración continua para conseguir más recursos. Otro cuello de botella es la escasez de equipos de tratamiento para lavar, tamizar, secar y separar la arena. A su vez, no hay producción de determinadas granulometrías que se utilizan en algunas fases de la etapa de estimulación de la roca.

En diálogo con Río Negro, Bizzotto detalló cómo es el nuevo frack plan de la compañía que ya está siendo probado con buenos resultados y que a partir del año entrante se busca extender a los más de cien pozos que se estima que la compañía perforará en sus bloques.

El diseño partió de la creación de un sector específico de ingeniería de estimulación y fue así como se optó por el modelo de Hi Density Completion (HDC) en el que cambia en forma radical la cantidad de agua y de arena que se utiliza.

“Tiene mucha más arena y más fina y el fluido es slick water que es más agua que gel”, detalló Bizzotto a la vez que señaló que según los cálculos que manejan ese cambio aportará un incremento en la productividad de los pozos del 30%.

El principal cambio estará en la cantidad de arena, que a groso modo, se duplicará y obligará a la operadora a manejar cerca de 15.000 toneladas por cada pozo, a razón de unas 500 toneladas por cada etapa de fractura.

Para poder hacer frente a esa demanda de arena, desde la compañía ya resolvieron realizar una ampliación de la plana de arenas de Loma Campana. “Estamos haciendo unas inversiones en la planta para aumentar la capacidad con todo lo que se viene, y es una inversión bastante importante, de alrededor de los 40 millones de dólares con la que por qué no, en algún momento hasta podríamos vender al mercado algo de arena”, aseguró Bizzotto.

Para poder manejar tales cantidades de arena de fractura desde la empresa de servicios de YPF, Aesa, se firmó una alianza con la norteamericana Propx, para copiar su modelo de sand boxes.

“La logística de la última milla la vamos a estar manejando en sand boxes que son como contenedores. Al montar el set de fractura, la locación ya tiene que tener esos contenedores con la arena para luego montarlos con unos autoelevadores para que estén alimentando el set permanentemente”.

Tecnología y organización

Pero la receta para mejorar la productividad de Vaca Muerta tiene más ingredientes que son la tecnología y la organización interna para sacar el mejor provecho a esos avances.

“La organización del upstream y del no convencional de hoy no tiene nada que ver con la que teníamos hace un año. Hemos hecho un cambio muy grande en cómo gestionamos todas nuestras inversiones que se hacen con una organización basada en proyecto. Cada cosa que hacemos tiene un gerente de proyecto y las disciplinas staffean esos proyectos”, detalló Bizzotto. Y planteó que el segundo gran cambio es la división de los proyectos en dos gerentes.

“El de Visualización, Conceptualización y Definición piensa a largo plazo los proyectos; el de Ejecución y Operaciones ejecuta la receta del primero para hacerla cada día más eficiente y, cuando encuentra una mejora en la ejecución, hay un proceso de feedback que vuelve para atrás y alimenta el diseño”, explicó.

Pero además la firma incorporó un gerente de Tecnología de Operaciones que entre otros puntos impulsa el uso de data analitic como machine learning, historizando su información a través de una plataforma que funciona en las unidades de negocios para poder aprender de la información que revelan las estadísticas.

Y finalmente el último ingrediente de la nueva receta es la geonavegación que se estima podría mejorar entre un 20 y un 40% la productividad al seleccionar las zonas más productivas de la roca generadora.

Precisamente los cambios en la forma de encarar Vaca Muerta apuntan a mejorar la productividad de las operaciones que en los últimos dos años lograron extender el horizonte de los pozos de 550.000 a 1.000.000 de barriles en su vida, pero considerando la ecuación costo -desarrollo.

“Estas medidas reducen el costo porque la incorporación de una mayor productividad que aportan es mucho más importante que el costo adicional de por ejemplo duplicar la cantidad de arena que se utiliza”, remarcó Bizzotto.

Comenzó la obra del oleoducto más grande de Vaca Muerta

La producción de crudo de Vaca Muerta se encuentra muy cerca del límite de evacuación de los oleoductos y es por esto que desde YPF se está construyendo -a través de la empresa de servicios Pecon- un oleoducto que duplicará la capacidad de transporte.

“Ya empezamos a soldar el oleoducto que es el más importante de Vaca Muerta”, detalló el vicepresidente de Upstream de YPF, Pablo Bizzotto.

El nuevo ducto tendrá una capacidad de transporte de 25.000 metros cúbicos por día, prácticamente la misma capacidad que hoy posee la red de Oldelval, que transporta tanto el crudo no convencional como el convencional.

El sistema partirá desde Loma Campana y terminará en Lago Pellegrini donde empalmará con el resto de la red y, con una inversión de 80 millones de dólares, está previsto que entre en funcionamiento a fines de año.

“Este oleoducto va a permitir la evacuación de todos nuestros proyectos de Vaca Muerta y nuestros socios”, remarcó Bizzotto y detalló que está previsto que a través del mismo se evacúe la producción de bloques como Amarga Chica, Bandurrias Sur y Loma Campana.

“El midstream es un área que en nuestra industria no está desarrollada y que con Vaca Muerta va a crecer”, señaló y precisó que en el caso de Amarga Chica es inminente la finalización de la etapa de piloto para comenzar con el desarrollo masivo del bloque -junto a Petronas- que marcará el despegue de sus volúmenes de producción.

Precisamente en la zona a la que se destina el gran oleoducto en construcción, no sólo está prevista la incorporación de 3 equipos de perforación para Amarga Chica, sino que también entre cuatro y cinco en Loma Campana y otros tres en Bandurrias Sur, todos a lo largo del 2019.