El desafío de regular los informes de fracturas e incidentes.
Para realizar la fractura de un pozo no convencional, necesaria para la extracción de gas y petróleo, se inyectan a alta presión más de 45.000 metros cúbicos de agua y 6.300 toneladas de arena. Esos tres factores pueden generar interferencias en los pozos que se encuentran cercanos y es lo que un estudio reciente demostró que ha ocurrido en algunos desarrollos de Vaca Muerta. A esas interferencias se las denomina frac hit dado que ya sea la presión, el agua o la arena, el efecto que generan en los pozos alcanzados es precisamente el de un golpe que puede derivar en pérdidas económicas ya sea por una baja en la productividad o por la rotura de alguna pieza del pozo afectado.
“Hemos detectado frac hits en pozos ubicados hasta a 800 metros en lo que es longitudinal y a hasta los 80 metros en vertical”, explicó a Energía On Luciano Fucello, el Country Manager de NCS Multistage. El fenómeno era hasta cierto punto esperado dado que tanto en los desarrollos no convencionales de Estados Unidos como de Canadá ocurren y obligaron a esos países a tomar cartas en el asunto y legislar medidas paliativas. En el país y en Vaca Muerta no existen aún medidas concretas al respecto a pesar de que es muy posible que se incremente a medida que la actividad se intensifique con los nuevos desarrollos masivos en marcha. La interferencia es la comunicación entre una fractura que se está realizando y un pozo vecino en producción. La misma puede ser causada tanto por los cambios de presión que se detectan por medio de la microsísmica, por la onda longitudinal del agua inyectada o bien por la onda longitudinal apuntalada, lo que se conoce como sand hit que es cuando la arena de una fractura llega al pozo vecino.
“El incremento de la presión es la interferencia que tiene el mayor alcance y la única que no puede ser monitoreada al detalle por medio de trazadores como se utilizan en el agua y la arena de fractura. Los trazadores son una herramienta bastante nueva para los no convencionales, porque se empezaron a utilizar hace cuatro o cinco años. Hoy hay más de 150 trazadores diferentes que permiten observar incluso cuál fue la etapa de fractura que afectó a otro pozo”, detalló Fucello. Para el especialista con el uso de trazadores se está poniendo luz en donde antes había oscuridad. “Estábamos a ciegas pero hay que reconocer que todavía faltan medidas por tomar. Perjuicios del frac hit Los efectos de esta comunicación entre pozos no se perciben en la superficie dado que no sólo ocurren a 2.500 de profundidad sino que son milimétricos, como grietas en un vidrio”, detalló Fucello. Sin embargo un pozo afectado por un frac hit puede verse seriamente afectado e implicar cuantiosas pérdidas económicas.
El impacto del agua inyectada puede provocar que de pronto un pozo comience a extraer más agua y baje así su producción. En tanto que la llegada de arena puede ocasionar también una caída en la producción. Uno de los efectos más peligrosos es el incremento de la presión interna del pozo que de no ser controlada puede llevar incluso en la rotura de la bomba y derivar así en un derrame. Es por esto que en la práctica algunas operadoras como YPF ya tomaron medidas preventivas y antes de realizar una fractura se procede al cierre de todos los pozos ubicados en un radio de un kilómetro. En la práctica se estima que cuando hay interferencias entre pozos, el más antiguo -o pozo padre en la jerga- puede mejorar su nivel de producción en detrimento de la calidad de la generación del nuevo pozo. Pero las interferencias no sólo se dan entre pozos viejos y nuevos, sino también entre los mismos pozos de un pad o locación.
Cuando se los fracturaba de a uno, sucedía que el segundo o tercer pozo a veces se veía afectado por estas comunicaciones, contó el especialista en terminación de pozos no convencionales del ITBA. En este caso también se cambió la forma de operar y actualmente las fracturas se realizan en todos los pozos el pad a la vez, avanzando por etapas de fractura y no por pozo. A medida que en Vaca Muerta se vaya avanzando se van a dar cada vez más estas situaciones porque se van a ir llenando las áreas y en los límites entre concesiones se van a dar situaciones entre operadoras vecinas, aseguró Fucello. La advertencia es clara pues si la comunicación es hasta ahora un problema al interior de cada área y, por ende, dentro de los pozos de una misma empresa, en pocos meses más por primera vez dos operadoras comenzarán a fracturar a metros de la medianera que divide sus desarrollos masivos. Se trata en concreto del límite entre Sierras Blancas de Shell y el del área estrella de YPF, Loma Campana. En ese sector es donde es posible que alguna de las dos operadoras deba en un futuro no muy lejano cerrar varios de sus pozos productores mientras su competidora realiza las fracturas de sus pozos.
