La compañía del grupo Techint acaba de terminar la perforación de pozo de 3582 metros de rama lateral combinando la utilización de un motor de fondo con sistemas digitales y de inteligencia artificial que le permitieron reemplazar el uso de una herramienta direccional (RSS, por sus siglas en inglés), que es mucho más costosa.

Tecpetrol acaba de implementar una novedosa estrategia de perforación direccional de pozos que permite atemperar el incremento de los costos operativos en Vaca Muerta como consecuencia, por un lado, de la falta de competencia en la oferta de algunos servicios especiales estratégicos en el desarrollo no convencional y, por el otro, por la apreciación cambiario que se acentuó en los últimos seis meses.

Uno de los que advirtió sobre el encarecimiento de los costos unitarios en Vaca Muerta fue Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, que en marzo señaló que algunos servicios cuestan hasta tres veces más en la cuenca Neuquina que en Permian, una de las formaciones shale de EE.UU.

A fines de abril, la petrolera del Grupo Techint logró reemplazar el uso de una de las herramientas de fondo de pozo que más se encarecieron desde fines de 2023, volviendo a emplear una tecnología que había dejado de utilizarse en los últimos años, gestionándola en esta nueva oportunidad con software y aplicaciones de inteligencia artificial para optimizar su uso.

En concreto, hace 15 días, Tecpetrol concretó la perforación de una rama horizontal de 3.582 metros en el área Puesto Parada utilizando un motor de fondo en lugar de usar un sistema de rotación direccional (RSS, por sus siglas en inglés), que es mucho más costoso. Fue la reacción que tomó la compañía que conduce Ricardo Markous para no convalidar costos excesivos en Vaca Muerta, según indicaron fuentes del mercado a EconoJournal.

Tecnología

Desde hace poco más de tres años, en Vaca Muerta los equipos direccionales se convirtieron en un recurso clave utilizado en la perforación para dirigir el rumbo del pozo, permitiendo que se avance hacia áreas geológicamente favorables y maximizando la eficiencia de extracción de hidrocarburos.

Estos equipos que permiten orientar la perforación vertical, curva y horizontal, según se requiera e incluso a grandes profundidades, son esenciales en esta formación geológica para acceder a las zonas más productivas de shale, que suelen tener una distribución irregular y requieren de técnicas de perforación avanzadas.

Sin embargo, en los últimos 12 meses quedó en evidencia que el costo de esa herramienta multi-direccional (RSS) en la Argentina se encareció de forma significativa cuando se la compara con el precio del mismo equipamiento en EE.UU.

Para no seguir convalidando ese descalce de costos, en un escenario además caracterizado por la caída del precio del petróleo, que obliga a las operadoras a ser cada vez más eficientes, el equipo de ingenieros de Tecpetrol perforó un pozo de 3.582 metros de rama lateral realizados con un motor de fondo —una vieja tecnología en la industria hidrocarburífera—, aunque optimizada en este caso mediante la utilización de sistemas digitales y de inteligencia artifical para lograr una reducción de tiempos asociada a la corrección del pozo en el orden del 80% de los estándares históricos.

Combinación de recursos

Si bien Tecpetrol trabajó en conjunto con varias compañías de servicios, las más determinantes fueron Nabors y NOV, con el uso de un herramental y una App específicas y de última generación.

Nabors es una empresa global en servicios de perforación, con operaciones en más de 20 países en los que ofrece soluciones integradas, y que para esta experiencia aportó el software conocido como SmartSLIDE & SmartTOOLS, un desarrollo propio que forma parte del foco en la transformación digital de la industria de la perforación.

En tanto, NOV, anteriormente conocida como National Oilwell Varco y con sede en Houston, es un proveedor de tecnología, equipos y servicios para la industria del petróleo y el gas, que en este caso brindó el sistema Dual AgitatorZP, una nueva herramienta para reducir la fricción con presión cero con la cual los operadores pueden perforar a mayor distancia, con mayor rapidez y máximo caudal.

En la experiencia que Tecpetrol llevó adelante, en particular, se combinó un motor de fondo con un equipo Nabor F36 de 1500 hp y 7500 psi de presión máxima de bombeo que si bien es el hardware estándar de la cuenca su diferencial se encuentra en el sistema operativo y las aplicaciones digitales que puede, las que terminan siendo ayuda a los sistemas mecánicos del equipo.

Técnica

Es decir, si bien conviven los dos sistemas de perforación de ramas horizontales, el tradicional solo con motor de fondo tenía una limitación clave ya que permitía operar hasta unos 2.500 metros, mientras que el sistema rotario puede llegar mucho más lejos y con mayor precisión direccional, aunque la experiencia viene demostrando como desventaja una alta tasa de falla, más allá del costo más elevado en el mercado.

En resumen, poder romper este límite de longitud de ramas horizontales más largas permite hacer pozos con herramientas más baratas, trabajar con un sistema menos susceptible a las fallas y en conjunto reducir costos y ser mas competitivos.

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Fuente: EconoJournal