Aseguran que se puede ahorrar agua en operaciones de no convencionales

A través de la combinación de dos novedosas técnicas de trabajo
La utilización del recurso hídrico en el incipiente negocio del shale puede reducirse hasta un 60% si a la selección de las fracturas e integración de la información obtenida se añade la implementación de una técnica creada en el país que ya se aplica en todo el mundo.
Uno de los principales desafíos que deberá afrontar la industria del shale oil y el shale gas a nivel local se vincula con la correcta gestión del agua que se precisa para la realización de fracturas no convencionales. En ese sentido, Oscar Alvarado, quien se desempeña como ingeniero de Estimulación de Producción Senior en Schlumberger Argentina, asegura que hoy es posible lograr un ahorro hídrico sumamente significativo.
“Se calcula que las operaciones no convencionales de cinco operadoras demandan un promedio anual de 1.800.000 de metros cúbicos (m³) de agua en una etapa de inicio de exploración o semidesarrollo. De esa cifra, unos 600.000 m³ regresan a la superficie (lo que se conoce como flowback water), volumen que debe tratarse y reinyectarse”, explicó el especialista en el marco del “Water Management for Shale Plays Argentina”, encuentro llevado a cabo en el Palacio Duhau-Park Hyatt Buenos Aires entre los días 16 y 17 de abril.
Afortunadamente, indicó, en el país la actividad está regulada desde hace varios años. “Y en los últimos tiempos, se sancionaron decretos para que la normativa se adapte específicamente a la nueva problemática de los hidrocarburos no convencionales. En suma, aunque estamos en una fase de trabajo muy temprana, ya existen los fundamentos legales que las compañías del sector debemos seguir responsablemente para minimizar todo impacto ambiental”, expresó.
A tono con las preocupaciones ambientales del marco normativo, afirmó que las firmas de servicios pueden colaborar decididamente con la disminución en el consumo de agua en porcentajes significativos, los cuales varían según las diferentes tecnologías que se empleen. “En lugar de 1.800.000 m³, el segmento perfectamente podría usar sólo 1 millón, o tal vez menos”, proyectó.
A su entender, se trata de un reto técnico considerable, pero con la ayuda de nuevos software y de la experiencia obtenida hasta el momento, están dadas las condiciones para sortearlo. “Hay que tener en cuenta que entre un 40% y un 50% de los pozos fracturados no terminan produciendo. Por ende, deberían hacerse más análisis de detalle a todo nivel hasta llegar a la completación y la operación. Y todas esas variables deberían integrarse en una sola plataforma a fin de reducir los costos e incrementar la producción”, aconsejó.
Orgullo nacional
A decir de Alvarado, la industria local, en general, y Schlumberger como compañía, en particular, ya disponen de ejemplos exitosos de esta eficiente forma de actuar en la formación geológica Vaca Muerta, dentro de la cuenca Neuquina. “Hemos caracterizado y seleccionado las zonas más aptas para las fracturas, en lugar de hacerlo aleatoriamente. De este modo, estamos demostrando que con menos puede hacerse más”, aseguró.
Según sus palabras, ya es totalmente viable modelar las fracturas no convencionales (que son irregulares y presentan múltiples ramificaciones) para pronosticar mejor cuáles son los puntos con mayor potencial productivo. “Obviamente, al optimizar las fracturas, también podemos disminuir el consumo de agua”, agregó.
Además, destacó la existencia de una técnica de fracturamiento con canales que fue creada en la Argentina y que ya se utiliza efectivamente en muchos países, incluyendo Estados Unidos. “En lugar de inyectar arena continuamente durante toda la fractura, hacemos pulsos intermitentes de arena y fluidos de fractura. Así, optimizamos esfuerzos y adicionalmente impulsamos el ahorro de esta materia prima”, acotó.
En definitiva, el experto aseveró que es posible utilizar hasta un 60% menos agua en la industria del shale, combinando dos técnicas ya probadas y aprovechando la experiencia y los conocimientos disponibles en el país. “Un 20%, a través de la selección de las fracturas, integrando la información y usándola para tomar mejores decisiones. Y el 40% restante, mediante la citada técnica de fracturamiento con canales, que además de impulsar el ahorro hídrico tiene otras ventajas, entre las cuales sobresale una mayor conductividad”, explicó.
Líder global
Schlumberger es la compañía de servicios petroleros más grande del mundo. Con más de 118.000 empleados de más de 140 naciones, opera en unos 85 países, incluida la Argentina. Sus principales oficinas se encuentran en Houston (Estados Unidos), París (Francia) y La Haya (Holanda).
Fundada en 1926 por los hermanos franceses Conrad y Marcel Schlumberger bajo el nombre de Société de Prospection Électrique, la empresa emprendió sus primeras actividades en el campo eléctrico un año más tarde. Rápidamente se expandió a escala internacional, al establecerse en Kern County, California (Estados Unidos), en 1929. Seis años después, en Houston, pasó a llamarse Schlumberger Well Surveying Corporation, paso previo a su denominación actual.
En 1948, la organización inauguró un importante centro de investigación y desarrollo en Ridgefield, Connecticut, mientras que en 1956 se convirtió en un holding propiamente dicho. A través de los años, continuó creciendo a través de un proceso de ampliación y adquisición de otras firmas de distinta envergadura, orientación y procedencia.
Hoy, Schlumberger es sinónimo de prestaciones petroleras, tales como los análisis sísmicos, las evaluaciones de formación, las perforaciones de prueba y direccionales, la cementación, la estimulación de pozos, la recuperación secundaria, la consultoría y la gestión de datos, entre otras tareas.
Revista Petroquímica