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Tight: el rol del otro no convencional

El segmento fue vital para cumplir con las metas del Plan Gas.Ar. Río Neuquén es el proyecto que tiene mejores perspectivas. La misión de que no decaíga la producción de tight.

El shale gas es la estrella de Vaca Muerta. Sus cualidades permiten que las empresas puedan alcanzar máximos de producción que se superan mes a mes. Sin embargo, la actividad no convencional arrancó con el tight. El 2006 fue el año donde se comenzó a explorar este segmento, pero tuvieron que pasar siete años para que la producción comenzará a crecer considerablemente. El punto de inflexión se dio en 2016 cuando se cambió de los pozos verticales a los horizontales.

Dos años más tarde comenzaría el reinado del shale de la mano de la Resolución 46 hasta que, en el 2020, el tight volvió a aparecer en escena. La excusa fue el lanzamiento del Plan Gas.Ar donde las compañías salieron rápidamente a buscar gas para cumplir con los compromisos asumidos. “Todas las empresas fueron al tight porque sabíamos que había gas rápido y con instalaciones disponibles para poder evacuarlo. Hoy se puede perforar en cualquier lado, pero en ese momento el tema pasaba en movilizar ese gas”, explicaron a +e desde la industria.

El programa de incentivos del Gobierno nacional permitió que el tight volviera a ser considerado y que la producción gasífera de las compañías se viera impulsado. El mejor fue YPF que, en el 2020, duplicó su producción en tres meses. Pero la actividad del tight fue quedándose con el paso del tiempo.

El shale le ganó la pulseada cuando apareció Fortín de Piedra. Los obstáculos fueron superados y el no convencional encontró su manera de reconvertirse. Si bien los pozos de tight son considerados más “económicos”, el rendimiento del shale es sumamente más rentable para las compañías.

Que no decaiga

En la actualidad, el tight es competitivo en la cartera de activos de las empresas y está lejos de desaparecer del mapa, pero el shale tiene cualidades excelentes que genera que se lleve todas las miradas gracias a los descomunales picos de producción. “El tight jugó un rol importante en el comienzo del gas de Vaca Muerta, pero de ahora en adelante, su producción decaerá porque todos miran al shale”, aseveraron.

Ese declino de la producción se puede observar en los pozos que fueron perforados hace siete años porque tienen problemas de carga líquida. Esto hace que se tenga que avanzar con técnicas que permiten fracturar para bajar un tapón, punzar y sacar el cable de wireline para realizar la operación más rápido. Esta operación se hace de manera manual para producir gas por casing de revestimiento.

“En el inicio de la perforación del pozo no se tienen problemas porque tiene surgente de energía y de presión, pero a medida que va declinando la presión, ese pozo, que tiene diámetros muy grandes, comienza a tener problemas de carga líquida. Y allí comienza a declinar con mayor o menor fuerza dependiendo de la acción que se tome”, subrayaron.

Una de las alternativas para evitar estos problemas es inyectar un espumigeno para reducir la densidad del gas y, de esa manera, ayudar a que fluya más el pozo.

Es inevitable que la producción del pozo comience a bajar por lo que, en algún momento, hay que aplicar tubería. Una de las alternativas es ciclar el pozo, que consta en cerrarlo y abrirlo para que recupere presión y se pueda captar el gas. Antes se realizaba de manera manual, pero el paso de la tecnología permitió que se pueda avanzar con controladores especiales y realizar las tareas de forma remota. “Todos los artilugios son necesarios para mantener los yacimientos que ya son maduros”, afirmaron.

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Los proyectos

Son pocas las compañías que invierten en proyectos de tight gas. YPF, Pan American Energy (PAE) y Pampa Energía son quienes tienen proyectos en la Cuenca Neuquina.

Según pudo saber este medio, la empresa del houlding Bulgheroni basa su operación en el área Lindero Atravesado, que tuvo su pico de producción en 2017. Ahora la compañía busca frenar la declinación del área con proyectos que le han dado buenos resultados. “Teníamos un plan de hacer 10 pozos este año, pero solo hicimos 3 y nos fue bien. La producción de pozos se duplicó y la idea es hacer campañas más seguidas de coiled tubing”, explicaron y detallaron que uno de los obstáculos es la disponibilidad de los elementos utilizados. “Intentamos sacar provecho lo máximo que se pueda”, destacaron.

En tanto, Pampa Energía también mantiene actividad en tight gas. La compañía se encuentra perforando dos pozos en la formación Mulichinco en El Mangrullo y estima que se fracturarán para fin de año. Más allá de eso, Pampa no tiene prevista más trabajos en el segmento.

YPF es quien tiene el plan más ambicioso en tight. Su actividad en Río Neuquén es un faro para el segmento ya que mantiene tareas de perforación y fractura con perspectivas a futuro. Esto se logra gracias a que en el 2021 mantuvo dos equipos perforando y este año tiene un equipo cumpliendo las mismas tareas.

Los otros proyectos de tight gas que mantiene YPF son Estación Fernández Oro (EFO) y Sierra Barrosa. Ambas iniciativas están en una etapa más madura y el trabajo que se realiza consta de sostener o evitar el declino de los pozos. Los equipos de workover cumplen una función primordial en esta tarea.

La empresa de mayoría estatal también tiene proyectos de arenas compactas en Rincón del Mangrullo. El área es una estrella del shale, por lo que el tight es cada vez más relegado en ese sector. Es un claro ejemplo de lo que pasa en la Cuenca Neuquina. El segmento no está fuera de competencia, pero las cuentas mandan a la hora de decidir inversiones.

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Shale: el segmento que ganó la pulseada

La Resolución 46 (2018) significó el avance del shale sobre el tight. El desarrollo de Fortín de Piedra impulsó un camino que no tenía vuelta atrás. Las inversiones se centraron en el shale debido a que la curva de aprendizaje abarató costos y cambió la ecuación. “Es mucho más rentable por la cantidad de pozos que se puede hacer por pad. El shale copó todo. Se fue perfeccionando tanto que ya hay bastante conocimiento y es bastante seguro invertir en el shale. No hay forma de errarle”, consideraron desde la industria.

Aguada Pichana, Fortín de Piedra y Rincón del Mangrullo son algunos de los proyectos que impulsan la actividad del shale gas. El segmento permite tener una producción muy alta en poco tiempo. “Estamos hablando de que cada pozo que enganchas puede tener una producción de 500 mil metros cúbicos a 700 metros cúbicos por día, cuando un pozo de tight bueno puede generar 300 mil metros cúbicos y declina muy rápido. Es otra economía de escala”, subrayaron.

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