La necesidad de la industria petrolera de bajar sus costos abrió un mercado para el desarrollo de productos tecnológicos. Las empresas apuestan a imponer su sello y buscan liderar los segmentos con insumos exclusivos. Desde packers, barras, válvulas, agentes sostén y hasta el transporte, todo entra en el régimen de la investigación y el perfeccionamiento.

Sin embargo con los desarrollos de los hidrocarburos no convencionales hay dos insumos que, por sus usos en enormes cantidades, son los más investigados. En la Cuenca Neuquina por caso un pozo horizontal "típico" utiliza un promedio de 12.000 metros cúbicos de agua y unas 40.000 bolsas de agente sostén (arena, sintéticos y cerámicos).

YPF, que es por lejos la que mayor desarrollo tiene en Vaca Muerta con un proyecto de desarrollo masivo en Loma Campana, por ejemplo, apuesta a desarrollar arenas nacionales, algo que ha podido llevar hasta el 70% en algunas perforaciones, para reducir costos.

En el caso del agua hay mayores complicaciones. Inicialmente conseguir y almacenar los grandes volúmenes necesarios implican un importante desarrollo de logística. Sin embargo el mayor desafío tiene que ver con la reutilización del agua de perforación que, según datos de la Secretaría de Ambiente de la Provincia de Neuquén, apenas se ubica en un 30 o 40%. El resto de los líquidos utilizados llega hasta pozos sumideros, que son el destino final para la industria petrolera.

La reutilización del agua siempre requiere tratamiento, aun cuando se use para algunas de las etapas de fractura posteriores o para recuperación secundaria. El procesamiento del agua que se inyecta y luego devuelve una perforación a miles de metros de profundidad tiene un costo, como también lo tiene el transporte del líquido hasta el depósito final. Todo lo que se pueda mejorar en su reutilización terminará contando como mejoras significativas en los costos de un pozo.

INVENTO ARGENTINO

Con ese cuadro en mente Fabio Borgogno, gerente de investigación y desarrollo de GTM, desarrolló un producto que –asegura– tiene exclusividad en la industria. Con meses de laboratorio inventó un gel de fractura que soporta agua de flowback en un 100% sin tratar. Es decir que el líquido, tal como llega desde la fractura, puede volver a inyectarse en el proceso de geles que se utiliza en la segunda de las etapas de facturación.

"Este gel permite mejorar los costos asociados, porque el agua no necesita ser tratada y tampoco transportada. También presenta beneficios en el bombeo con una reducción en el proceso", explicó Borgogno en diálogo a "Río Negro Energía".

La firma, que se presentó en la Oil & Gas 2015, además presentó un agente sostén sintético que por cada saco suple unas 100 bolsas de arena, lo que implica una reducción de costos de alrededor del 30%. Este agente es ultraliviano y de fabricación nacional, lo que mejora su posicionamiento con valores en pesos.