Shell introdujo la herramienta en algunos pozos de la formación neuquina. La compañía también prueba nuevas técnicas de perforación.
La innovación tecnológica es clave para optimizar las operaciones y las etapas de fractura de Vaca Muerta no son la excepción. Con el objetivo de reducir los costos de este tipo de trabajos, la compañía de combustibles Shell, implementó el uso de fibra óptica en su actividad dentro del segmento shale.
Con esta tecnología, se puede llevar adelante un monitoreo del procedimiento para ajustar el tamaño de las etapas.
Así lo explicó el CEO de la filial argentina de la empresa, Ricardo Rodríguez, quien brindó un balance de la actividad en Vaca Muerta durante una entrevista con Diario Río Negro.
Los pozos donde se implementó la tecnología se ubican en el área Coirón Amargo Sur Este (CASE), uno de los tres bloques que desarrolla la operadora.
En ese marco, el directivo detalló los beneficios de esta incorporación a sus operaciones en el yacimiento neuquino. “Culminamos un proyecto que teníamos de fibra óptica. Corrimos el primero en Argentina, que son dos pozos con fibra óptica y fracturamos el resto de los pozos de los pads”, sostuvo.
En palabras de Rodríguez, mediante el uso de la fibra óptica, se pueden ver “con las señales sísmicas, qué pasa, qué crean las fracturas, para así poder optimizarlas«. Y agregó que “es un proyecto que hicimos con esfuerzo totalmente propio. Eso te permite en el futuro optimizar el tamaño de tus etapas, la intensidad de tus fracturas, al ver dónde eres más efectivo y menos efectivo”.
Los pozos donde se implementó la tecnología se ubican en el área Coirón Amargo Sur Este (CASE), uno de los tres bloques que la operadora desarrolla en conjunto y que representa uno de los núcleos más productivos del yacimiento neuquino.
Técnica de fractura alternativa en Vaca Muerta
Por otro lado, Shell puso en práctica una nueva técnica para realizar fracturas a dos niveles de producción. “Hoy en algunas zonas estamos nada más que en un nivel y queremos hacer codevelopment, que es desarrollar varios intervalos al mismo tiempo”, explicó el CEO de la petrolera.
En esa línea, el directivo destacó la experiencia adquirida luego de tres años de desarrollo en el Golfo de México y Premian.
“Encontramos que cuando nosotros íbamos y depletábamos uno de los intervalos y tratábamos de desarrollar el intervalo que estaba por encima, en especial, algunas de las fracturas drenaban un poco esos intervalos que estaban por encima, y después cuando tratabas de fracturar los intervalos por encima no salían tan efectivas las fracturas”, remarcó Rodríguez.
La idea de la técnica implementada por Shell, consiste en ejecutar las fracturas antes de producirlos en los dos niveles, y luego comenzar la explotación al mismo tiempo. Así, se evita la pérdida de volumen y presión que ocurre al drenar el yacimiento.
La operadora británica ya tiene un grupo de pozos realizados con esta técnica del codevelopment a dos niveles y según marcó Rodríguez, “estamos viendo cuán efectivo fue eso con respecto a desarrollarlos de manera independiente en vez de codesarrollarlos”.
En lo que va del año, la compañía puso en marcha el oleoducto Sierras Blancas y contribuyó con el proyecto de Oldelval para duplicar la capacidad de transporte de crudo. También participa en el oleoducto de Otasa, que exporta a Chile.
Para el año que viene, prevé inaugurar una planta de procesamiento que construye en conjunto con YPF en Bajada de Añelo.
“Hemos invertido más de 500 millones de dólares hasta la fecha y vamos a continuar invirtiendo y creciendo”, adelantó el directivo en referencia a la actividad de la compañía en Vaca Muerta,
Por último, remarcó que “logramos llegar a nuestro récord de producción en el país, con más de 45.000 barriles de petróleo diarios. Somos el segundo productor de crudo de la cuenca neuquina y el primero privado, ya que estamos después de YPF”.
