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  lunes | 08-10-2018 | 06:25 | Tiempo de lectura 05:05 (1019 palabras)
Tecpetrol apunta a mejorar los costos de Vaca Muerta

El brazo petrolero del grupo Techint busca traspolar el modelo de Tenaris a su desarrollo en Fortín de Piedra.

Pablo Iuliano, director de Tecpetrol es uno de los participantes más destacados del gerenciamiento de Fortín de Piedra y Loma Campana, los dos principales desarrollos masivos en Vaca Muerta.

En una entrevista, explicó el objetivo disruptivo de la petrolera del grupo Techint: transpolar los modelos y procesos industriales de la siderurgia a la explotación del yacimiento.

En la actualidad, el ingeniero químico está al mando del desarrollo de Fortín de Piedra, el mayor campo de gas de la Argentina, pero participó con anterioridad en el desarrollo de Loma Campana, el mayor yacimiento de shale oil del país.

En diálogo con Revista TRAMA, el manager regional de la Cuenca Neuquina de la petrolera del Grupo Techint brinda un panorama detallado de la estrategia de la compañía para evolucionar en dos aspectos claves del negocio: la productividad y la reducción de costos.

Según Iuliano, para hacer viables los proyectos de shale, el desafío a largo plazo es ser rentables a precios internacionales, lo cual va a demandar un par de años y para ello es necesario minimizar el costo operativo. “Cada TCF de gas o barril que podamos desarrollar debe ser competitivo, en el caso del shale oil con el petróleo convencional y en el del shale gas con los precios a nivel internacional”, explica.

Los primeros pozos de Fortín de Piedra tuvieron un diseño que se guiaba por el estándar de perforación en Vaca Muerta, de 2.000 metros de rama lateral con 27 etapas de fractura. En la actualidad, tras un año de desarrollo, la compañía evolucionó hacia pozos de 2.500 metros en el tramo horizontal con 34 estimulaciones hidráulicas.

“Tuvimos que cambiar la arquitectura de construcción de los pozos, poniendo una cañería más que nos permitiera llegar a esa longitud con mayor estabilidad, modificando algunas herramientas que son más robustas, y hemos logrado en algunas zonas –donde nos permiten los límites de concesión– llegar a los 2.800 metros. Siguen siendo pozos slim comparables con los pozos que están haciendo nuestros competidores en Vaca Muerta, con cañería de 5 pulgadas sin pasar a un diseño robusto que es más caro”, detalla el líder del proyecto Fortín de Piedra.

Las compañías norteamericanas, como ExxonMobil, están perforando pozos de 3.000 metros en Vaca Muerta con un diseño distinto. Tecpetrol optó por llegar a un límite de 2.800 metros con tuberías más livianas porque sus ingenieros consideran que ganar unos pocos metros más a un costo más alto de construcción del pozo no es, por el momento, una ecuación conveniente.

Según explicó Iuliano, para cambiar de diseño de pozo más allá de los 3.000 metros de rama horizontal, hay que aplicar un cambio tecnológico en los equipos de completación. La mayoría de los que están en Argentina tienen bombas de 5.000 HHP (hidraulyc horse power) y se necesitan equipos de, al menos, 7.550 HHP.

El manager regional de la Cuenca Neuquina Tecpetrol agregó que la empresa enfocada en transpolar al yacimiento la experiencia del Grupo Techint por medio de la implementación de modelos industriales de producción. “Estamos trabajando en el diseño y desarrollo de un modelo industrial de control de tiempo y costos. Hoy se trabaja en algo que es novedoso para la industria, que es fijar estándares. Este desarrollo tiene como premisa un modelo de fabricación de pozos que consta de varias etapas, como la preparación de la locación, perforación, pre-fractura y post-fractura”, dijo.

“Se miden los tiempos que demanda cada tarea y se trabaja en acortar la dispersión para trazar estándares y luego, cada año, ir acotando esos tiempos muertos hasta que en un momento se llega a las mejores prácticas producto del aprendizaje continuo. Cuando se alcanza el límite técnico de mejora de los tiempos, lo que queda es seguir trabajando en los cambios tecnológicos que permiten dar un salto significativo”, explicó el gerente regional de Tecpetrol.

El objetivo es aplicar el modelo de ingeniería industrial altamente profesionalizado de Tenaris, empresa líder en la provisión de tubos sin costura para la industria petrolera. Lo que se busca es innovar en la plataforma de perforación.

“El equipo va a ganar productividad en la medida en que esté perforando cada vez más metros. Por eso, consideramos que debemos seguir la máquina crítica, su comportamiento, y no tanto el pozo. Lo mismo en el caso del set de fracturas. Eso implica un cambio de paradigma. El proceso culminará cuando encontremos un algoritmo que nos permita predecir cuáles van a ser los tiempos de esa máquina crítica y, en determinadas condiciones, cuál va a ser su rendimiento. La meta es dejar de hacer los presupuestos en función de cuánto tiempo tardo por pozo, para empezar a medir la eficiencia de la máquina: cuanto más eficiente sea, más rápido y a menor costo voy a hacer los pozos”, razonó.

La variable central es el costo métrico, es decir, cuánto vale cada metro de Vaca Muerta estimulado. Los últimos pozos terminados en Fortín de Piedra demandaron una inversión de u$s 14 millones. El objetivo de la empresa es llegar a julio de 2019 con una disminución del 10%.

El desarrollo de Fortín de Piedra está bajo los beneficios de la Resolución 46/2017 del Ministerio de Energía de la Nación que, creó un programa de estímulo a la producción de yacimientos no convencionales de gas.

Tecpetrol fue la primera compañía en acceder a ese esquema, mediante el cual las empresas beneficiarias perciben un subsidio directo que cubre la diferencia entre el importe promedio del mercado y un precio estímulo fijado de forma discrecional por el Estado.

En la actualidad Fortín de Piedra inyecta 11,5 millones de m3 diarios de gas a 9.300 kilocalorías al sistema, el equivalente al 8% de toda la producción nacional y al 17% de la provincia de Neuquén. Es el mayor campo de gas de la Argentina. La compañía espera alcanzar los 12 MMm3/d en octubre para ascender a 17 millones en abril de 2019.
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