PAE: “En Cerro Dragón estamos aplicando técnicas del no convencional”

PAE: “En Cerro Dragón estamos aplicando técnicas del no convencional”

El VP de Desarrollo de Reservas de PAE detalla el plan operativo de la petrolera privada más importante de la Argentina, tanto en Vaca Muerta, donde está perforando todos los campos que tiene concesionados, como en el Golfo San Jorge, donde está incorporando nuevas tecnologías a campos maduros como Cerro Dragón.

Pan American Energy es una de las compañías líderes del mercado argentino. Opera Cerro Dragón, el yacimiento más importante del país que se encuentra en Chubut, en producción de petróleo convencional, y en los últimos años puso el foco en Vaca Muerta, con varios desarrollos entre los que sobresale el bloque Bandurria. Su desafío es incrementar la eficiencia del proceso productivo para que la producción mejore, tanto en el segmento convencional como en shale, y Alejandro López Angriman, VP de Desarrollo de Reservas, es uno de los hombres que tiene a cargo esa tarea.

“En Bandurria estamos haciendo un piloto, hemos perforado 19 pozos que ya están en producción y el año próximo vamos a hacer otros ocho pozos como parte de ese piloto. Pensamos que puede ser replicable para que entre en una etapa de factory mode. Estamos enfocados en hacer pozos sustentables para que todos superen los 700.000 barriles de petróleo equivalente”, destaca López Angriman. A su vez, este geólogo egresado de la Universidad de Buenos Aires sorprendió al revelar que la experiencia que están adquiriendo en Vaca Muerta están trasladándola a Cerro Dragón.

“En el Golfo San Jorge estamos aplicando técnicas que vienen del no convencional. Por ejemplo, era impensado en el pasado efectuar microsísmica en el Golfo San Jorge, y ahora estamos por empezar a hacerlo para controlar el crecimiento de las fracturas”, subraya. El objetivo principal en su megayacimiento de Chubut y Santa Cruz es frenar la declinación del campo con técnicas de recuperación secundaria y terciaria. “Todo lo que se pueda hacer para bajar la declinación suma para que el campo pueda crecer desde una base ya alta”, aclara.

P: -¿Qué resultados están obteniendo en Vaca Muerta?

LA: -En la parte de gas, está habiendo excelentes resultados. Lo que estamos haciendo es aplicar tecnología que ha sido probada en otros desarrollos más maduros de Estados Unidos en la Cuenca del Permian. Estamos intentando alargar los drillingshorizontales y cargar con más arena las etapas de completación. A veces no era posible efectuar eso porque no teníamos la tecnología ni los recursos.

P: -¿Por qué no tenían los equipos con la potencia necesaria?

LA: -En la Argentina había solamente un coiled tubing que podía limpiar un pozo de 2.500 metros. Se podía hacer un pozo de 3.000 metros de rama horizontal buscando un récord tecnológico, pero no buscando un proyecto sustentable. Hoy hay un equilibrio y Pan American Energy busca siempre monetizar sus proyectos. Si nosotros hacemos 20 pozos, tenemos que tratar de que los 20 sean productivos de la forma en que fueron diseñados.

P: -Algunas empresas ponen el foco en la eficiencia y en el modo de factoría en la explotación, pero otras advierten que Vaca Muerta no es homogénea en todos sus campos.

LA: – En Vaca Muerta tenemos todos los acreajes activos y en la etapa de exploración lo que estamos haciendo es delineación. En particular se analiza la roca desde el punto de vista petrofísico, qué contenido de materia orgánica tiene, cómo se rompe, qué contenido tiene de material carbonático, qué facilita las fracturas, y también estamos caracterizando cómo crecen las fracturas que aplicamos a través de la microsísmica. Esto te permite en cada área identificar sweet spots y en ellos comenzás a tratar de buscar eficiencias en esas etapas. En Bandurria nosotros derriskeamos toda el área con 19 pozos, pero seleccionamos un 40% del área para que entre en factory mode, porque ahí encontramos las condiciones más favorables para iniciar este desarrollo. Ahora empezamos a hacer pad de cuatro pozos cada uno. Esperamos que los cuatro sean iguales al mejor de la etapa de delineación y que se realicen de manera sustentable. Eso es lo que está haciendo la industria. El otro 60% hoy, para nosotros, tiene un poco más de riesgo.

P: -En términos de la geología, ¿hay diferencias entre un pozo de gas y uno de petróleo?

LA: -El pozo es similar, pero cambia el diseño de las fracturas porque el gas se mueve con una malla de arena más fina que la que se necesita para mover el petróleo y las cantidades de agua que pueden estar asociadas al flow-up del área de petróleo.

P: -¿Qué cantidad de etapas están buscando?

LA: -Eso depende del rango horizontal de cada pozo. En un pozo de 2.500 metros de rama horizontal, estamos con más de 30 etapas.

P: -¿Perforan con plug and perf?

LA: -Sí, con plug and perf. Si pudiésemos elegir, utilizaríamos el sistema de camisas deslizables, pero ante la complejidad operativa de una camisa que puede trabarse o el casing puede obstruirse con un tema de frac hit de otra rama horizontal, se empieza a necesitar, para continuar la operación, una cantidad de herramientas que hoy no están disponibles en Argentina. Entonces uno se queda con un pozo que no me produce, que se atrasa en el perfil de producción y muchas veces termina interviniéndolo, haciendo un plug and perf donde perforo todas las camisas y se pierden u$s 700.000 en un pozo.

P: -Algo parecido pasó con las arenas que en su momento debían tener determinadas características para cada formación y ahora se relega calidad por una cuestión de costos.

LA: -En Estados Unidos te dicen que la mejor arena para tu proyecto es la que está más cerca. Las arenas de cerámica se utilizan para los proyectos muy profundos, como es el tight gas, porque a la profundidad a la que se aplican se rompen. Las arenas naturales poseen distintas capacidades de resistencia que dependen del porcentaje de cuarzo que tengan. En general, ya se utiliza casi el 100% de arenas naturales argentinas. Se está avanzando, en la segunda etapa de mejoras que tienen estos proyectos, para usar arena que esté cada vez más cerca de los proyectos, siempre y cuando tenga una resistencia mínima para lo que se va a aplicar. Al comenzar a ejecutarse los proyectos de gas, el gas permitió más cambios. Como se mueve más fácil, uno se puede arriesgar a usar mallas más finas o arenas de menos calidad, y el gas se mueve igual.

P: -¿En Bandurria ya están en condiciones de entrar en etapa de factory mode?

-Estamos haciendo un piloto, hemos perforado 19 pozos que ya están en producción y el año próximo vamos a hacer otros ocho pozos como parte de ese piloto. Pensamos que puede ser replicable para que entre en una etapa de factory mode.

P: -¿Se puede hablar de una productividad promedio?

-Estamos tratando de hacer en forma consistente un pozo que acumule 700.000 barriles de petróleo equivalente. Hay compañías que hablan de pozos de 1 ó 1,5 millones. En Bandurria estamos enfocados en hacer pozos sustentables para que todos superen los 700.000 barriles de petróleo equivalente. Tenemos que continuar haciendo con el mismo equipo más pozos de una manera más rápida y confiable. Para eso estamos aumentando la capacidad de nuestros equipos. Eso te permite perforar más rápido, porque si vas perforando pero no hay capacidad de limpiar el pozo, se embota.

P: -¿Mejoran los HHP a los equipos de perforación, de completación o a todos?

-Estamos mejorando los HHP de los equipos de perforación y también estamos mejorando nuestros sistemas de contratación para poder disponer de los equipos de fractura cada vez que los necesitemos.

P: -¿A qué potencia quieren llegar en un equipo de perforación?

-A 7.500. Casi todas las compañías se están moviendo en la misma dirección.

P: -En Lindero Atravesado habían considerado explorar alguna ventana de petróleo…

-Estamos perforando dos pozos para Vaca Muerta y ya pusimos el primer pozo en producción con los resultados productivos que esperábamos.

P: -¿Es de petróleo o gas?

-Vaca Muerta está en ventana de madurez de petróleo. Está produciendo el petróleo que tenía que producir. Tenemos un acuerdo con YPF para seguir avanzando en la etapa de delineación y de perforar más pozos el próximo año.

-¿Cómo define hoy el momento de Cerro Dragón?

– En el Golfo San Jorge estamos aplicando técnicas que vienen del no convencional. Por ejemplo, en el pasado era impensado efectuar microsísmica en el Golfo San Jorge y ahora estamos por empezar a hacerlo para controlar el crecimiento de las fracturas. Tenemos un grupo de 120 geocientistas entre ingenieros de reservorios, geólogos y geofísicos, y todos proponen lo mejor para cada uno de sus proyectos. Hemos ganado mucha eficiencia, renovado la flota de perforación, los equipos son todos más modernos. Con el mismo número de equipos que teníamos el año pasado, estamos haciendo un 10% más de pozos de los que realizamos en 2017. Otra de las cosas que estamos haciendo en el Golfo San Jorge es atacar el factor de recuperación. El campo ahora está produciendo unos 15.000 m3 por día. Entre la recuperación por secundaria, donde lo mejor que estamos logrando es un 8%, y la declinación de la producción primaria, que está arriba de un 20%, esos 15.000 m3día declinan al 16% anual. Ese 16% equivale a unos 160 pozos nuevos que hay que perforar. Ése es el número de pozos que hay que perforar sólo para que el campo no decline. Por lo tanto, todo lo que se pueda hacer para bajar esa declinación es una mejora en función de que un campo pueda crecer desde una base ya alta.

P: ¿Están teniendo resultados positivos con la recuperación terciaria?

-Empezamos en 2011 haciendo tres bloques en Piedra Clavada Kaike y un bloque de Cerro Dragón. Pensábamos que iba a aumentar la producción y eso no se vio. Lo que observamos fue un cambio en la declinación, que con el tiempo se tradujo en un aumento de la producción, pero tuvimos que monitorear el proyecto tres años para darnos cuenta de que había cambiado la declinación. Después de que ese resultado se comprobó, comenzamos a desarrollar cinco proyectos más, y vamos a desarrollar otros cinco en los próximos dos años. Ya está todo aprobado. Nuestro objetivo es ofrecerles a los accionistas otros 10 ó 15 proyectos el año que viene.

Entre pozos petroleros y cerros nevados

Alejandro López Angriman es geólogo egresado de la Facultad de Ciencias Exactas y Naturales de la Universidad de Buenos Aires, con estudios de posgrado en Ingeniería de Reservorios y Desarrollo de Negocios en la Universidad Austral. Tiene 56 años y más de 25 de experiencia en la industria petrolera. Desde la década del 90 trabaja para los hermanos Bulgheroni, primero en la empresa Bridas y luego en Pan American Energy. Hizo su experiencia internacional durante cinco años en Santa Cruz de la Sierra, en Bolivia, donde fue gerente de Exploración y Desarrollo de Chaco SA. A la vuelta enfocó su trabajo en el análisis de las cuencas argentinas desde distintos puestos. Fue gerente de Gas, gerente general de Desarrollo de Reservas del Golfo San Jorge y actualmente se desempeña como VP de Desarrollo de Reservas de Pan American Energy.

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