No convencionales en Neuquén

De la mano del tight gas, Lindero alcanza su máximo nivel de producción en 20 años

Pan American Energy (PAE) superó una oferta de 4 millones de m³/día de gas en Lindero Atravesado, su principal campo neuquino. No alcanzaba tal producción desde mediados de los 90. La explotación de arenas compactas, la clave de su rejuvenecimiento. Baja de costos y mejora de eficiencia.

Pocos lo hubieran creído hace apenas cinco años. Inmerso en una meseta decreciente de producción, Lindero Atravesado, el principal campo que opera Pan American Energy (PAE) en la cuenca Neuquina, aportaba hasta 2012 una oferta marginal que rondaba los 500.000 metros cúbicos diarios (m³/d) de gas. Un lustro después la situación es completamente otra.
PAE superó durante el primer semestre los 4 millones de m³/día del fluido en el yacimiento. Son niveles de producción que no se veían desde hace 20 años, cuando el campo transitaba su época dorada de la mano de la explotación convencional  de las formaciones Quintuco, Sierras Blancas y Lotena.
El rejuvenecimiento actual de Lindero se explica por el tight gas de las arenas compactas del Grupo Cuyo. Sin embargo, para la petrolera que es propiedad de la británica BP (titular del 60% del paquete accionario) y Bridas, el holding de la china CNOOC y la familia Bulgheroni, la existencia de tight sands en el área, a más de 4.200 metros de profundidad, no es una novedad.
La segunda petrolera del mercado argentino había demostrado la productividad de la formación a fines de los 80 –el pozo descubridor fue denominado Lindero Atravesado 89-, pero el bajo precio del gas (por entonces se pagaba a 30 centavos de dólar por millón de BTU) y la escasa permeabilidad del reservorio –menor a los 0,1 milidarcy–  tornaban en antieconómico el proyecto.

PAE superó durante el primer semestre los 4 millones de m³/día del fluido en el yacimiento. Son niveles de producción que no se veían desde hace 20 años, cuando el campo transitaba su época dorada de la mano de la explotación convencional.

 

Tuvieron que pasar casi 25 años para que el proyecto sea comercial. Hoy, con el precio promedio del gas cerca de los u$s 5 por millón de BTU y con programas de incentivos direccionados a la producción de gas de formaciones de baja productividad, la explotación de gas de baja permeabilidad ofrece pilares sólidos a mediano y largo plazo.

Reducción de costos

PAE llevó adelante un proceso de optimización de costos para garantizar la producción de tight gas en el campo. El precio de cada pozo, con una profundidad de hasta 4.600 metros y hasta 11 fracturas hidráulicas, se encuentra por debajo de los u$s 7 millones, la mitad que hace dos años. El plazo de perforación de cada pozo cayó de 45 a 22 días.
Para poner en blanco la situación, algunos números: la proyección de PAE es que los pozos perforados en el sweet spot de Lindero Atravesado Oriental acumularán en su vida útil de 30 años una producción cercana a los 7,7 miles de millones de pies cúbicos (BCFs) de tight gas. Acumular la mitad de esa EUR (estimated ultímate recovery) le demandará entre 7 y 10 años de explotación. Un proyecto convencional de gas, en cambio, tarda apenas dos o tres años en producir esa cantidad, por lo que la recuperación de la inversión es mucho más veloz. Si los proyectos convencionales se piensan a 10 años, los de tight gas se conciben a 30.
Los pozos de tight gas perforados en el sweet spot de Lindero arrancan con una muy buena producción inicial, superior a los 200.000 metros cúbicos diarios (m³/día) del fluido. Pero declinan en forma exponencial muy rápidamente y luego registran un comportamiento hiperbólico que les permite mantener un nivel parejo de producción por décadas.
PAE viene invirtiendo cerca de u$s 200 millones por año en la extracción de tight gas en el yacimiento neuquino.

El precio de cada pozo, con una profundidad de hasta 4.600 metros y hasta 11 fracturas hidráulicas, se encuentra por debajo de los u$s 7 millones, la mitad que hace dos años.

 

Inversión

En Lindero Atravesado están activos tres equipos de perforación, uno de ellos workover para trabajar en la conversión de pozos, específicamente en el manejo de flowback. Cada pozo de tight gas lleva entre 8 y 11 fracturas, que demandan en total de 4.000 a 6.000 bolsas de arena refinada.
La operadora lleva invertidos u$s 80 millones para adecuar la infraestructura de superficie a las necesidades del proyecto de tight gas. En esa dirección, instaló una nueva planta de tratamiento y una compresora; tendió un ducto que une Lindero Oriental y Occidental, y también montó nuevas baterías de producción. La inversión en perforación y completación para este año ascenderá hasta los u$s 146 millones, en tanto que la empresa desembolsará otros u$s 23 millones en una nueva sísmica 3D, específicamente enfocada en replicar la sismología de la formación Grupo Cuyo. ©

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