Vaca Muerta requiere enfocarse tecnologías que permitan llevar los niveles de eficiencia al siguiente nivel. Las compañías buscan que la producción de los pozos sea cada vez más redituable y, para eso, es necesario encontrar soluciones propias en el shale neuquino.
YPF es una de las compañías que lidera esa aventura y le encargó a Y-TEC trabajar en un proyecto que permita mejorar los costos. Y-FRED es el nombre del polímero de diseño desarrollado especialmente para las etapas de fractura en Vaca Muerta.
“Es una solución pensada a medida para Vaca Muerta, que combina eficiencia técnica con competitividad económica. Gracias a su diseño molecular, permite operar mejor y a menor costo, con ensayos de laboratorio que ya muestran mejoras muy significativas frente a los productos comerciales disponibles”, sostuvo Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, en una visita que realizó en las instalaciones de Y-TEC.
“Hacer más competitiva a Vaca Muerta también implica desarrollar soluciones propias, alineadas a nuestra operación y al talento de nuestros equipos”, agregó el pope de la empresa de mayoría estatal.
Según informó Y-TEC, el polímero Y-FRED es la combinación de ciencia aplicada, desarrollo local y trabajo integrado con la operación para acelerar resultados y crear valor para el negocio.
Las particularidades del shale
Tal como viene informando +e, la próxima etapa de Vaca Muerta no estará centrada solo en perforar más pozos, sino en recuperar el petróleo que aún permanece atrapado en la roca. La industria busca diferentes técnicas para sumar millones de barriles de petróleo y el uso de polímeros parece ser el camino para seguir.
La recuperación terciaria (EOR, por sus siglas en inglés) consiste en inyectar compuestos químicos que modifican las propiedades del reservorio para facilitar el flujo del crudo hacia los pozos productores. Aunque su aplicación en yacimientos convencionales está ampliamente probada, el verdadero desafío es adaptarla a las condiciones particulares del shale neuquino, caracterizado por baja permeabilidad, alta salinidad y temperaturas elevadas.
Según explicó Álvaro Campomenosi, tecnólogo senior de I+D de Y-TEC, el potencial de Vaca Muerta contrasta con un factor de recobro muy bajo, que en promedio se ubica entre el 3% y el 7%. Esto implica que entre el 90% y el 98% del petróleo original queda en el subsuelo, aun cuando los pozos dejan de ser económicamente viables. Reducir esa brecha permitiría mejorar la rentabilidad y extender la vida útil de los desarrollos.
Los surfactantes cumplen un rol clave en este proceso. Estas moléculas reducen la tensión interfacial entre agua, petróleo y roca, y modifican la mojabilidad del reservorio. De ese modo, ayudan a liberar el crudo atrapado en los poros, facilitando su migración hacia las fracturas y, finalmente, hacia el pozo. Este fenómeno, conocido como imbibición espontánea, permite movilizar hidrocarburos que antes permanecían inmóviles.
En laboratorio, los resultados muestran que ajustar variables como salinidad, temperatura y concentración es fundamental para maximizar la eficiencia y evitar problemas operativos, como la formación de emulsiones. Sin embargo, el verdadero reto es trasladar estos resultados al campo, donde cada reservorio presenta características propias.
Del laboratorio a Vaca Muerta
Para ello, primero se realiza una caracterización detallada de fluidos y roca, que permite seleccionar la formulación química más adecuada. Luego se ejecutan pruebas piloto para validar el comportamiento en condiciones reales. También es clave asegurar la compatibilidad de los surfactantes con otros aditivos utilizados en la fractura hidráulica y su estabilidad dentro del reservorio.
El monitoreo posterior, mediante trazadores y análisis de salinidad y concentración, permite evaluar el desempeño de la química y su impacto en la producción. Campomenosi advirtió que una selección inadecuada puede no solo ser ineficiente, sino también dañar la formación.
