Halliburton pondrá en marcha en Vaca Muerta en los próximos meses sus servicios de fracturación eléctrica bajo la tecnología Zeus. Así lo confirmó Hernán Carbonell, gerente de desarrollo de negocios de la compañía en el país, durante una nueva edición de Aguas Arriba, el ciclo de EconoJournal enfocado en la cadena de valor del sector energético.
“Se trata de una inversión pesada, propia de una tecnología muy nueva, que la escala actual de Vaca Muerta empieza a justificar con el avance del VMOS, los proyectos de LNG, y los récords que se rompen día a día en la cuenca», detalló Carbonell.
El anuncio fue uno de los ejes centrales de una mesa técnica que reunió también a Luis Lanziani, Supplier Development Director de Tecpetrol; Alberto Piwien, socio gerente de Plotec; y Sabina Trossero, consultora especializada en energía y minería, bajo la conducción de Nicolás Gandini, director de EconoJournal. El objetivo fue poner el foco en el desarrollo de la cadena de valor del sector energético para apuntalar a los proveedores locales, en un momento clave en el que el negocio empieza a crecer y a marcar el terreno para los próximos años.
«El Zeus es un set 100% eléctrico. Esa electricidad la vamos a generar en el sitio, y esto se viabilizó logrando que la tecnología de generación venga con los sets eléctricos. De otra manera, hubiese sido necesario generar una infraestructura eléctrica hasta el set de fractura”, dijo Carbonell.
Un spread completo de fractura suele requerir entre 20 y 30 MW de potencia eléctrica, y las configuraciones de mayor capacidad rondan los 30 MW. Esa cifra equivale a la potencia instalada de un parque solar pequeño o de una ciudad de unos 30.000 hogares.
“Es tanta la necesidad, entre 20 y 30 MW, que lo necesito generar ahí. Así como está desarrollado el proyecto, lo que necesito es llegar con el commodity –el gas natural-, si es gas comprimido lo tengo que descomprimir y si es licuado lo tengo que gasificar», agregó. Es decir, en lugar de llevar electricidad al equipo, van a llevar gas y generarán la electricidad en el lugar donde se realiza la fractura.
–En un escenario optimista, si sale bien lo que están planificando, ¿van a tener un equipo 100% eléctrico y cuántos duales? –le preguntó Nicolás Gandini.
–Cuando uno ve Vaca Muerta no puede dejar de ver lo que sucede en Permian donde la tecnología eléctrica fue lo que más creció y todas las otras tecnologías son intermedias. Son las que están camino a una tecnología como esta. Nosotros vemos un crecimiento grande de los equipos eléctricos, pero va a haber proyectos en los que tengas menos escala o no tengas tanta continuidad o volumen y en esos casos se van a justificar las otras tecnologías, que son bombas 100% a gas o bombas duales gas-diésel.
Luis Lanziani de Tecpetrol arriesgó un número sobre el impacto que puede tener este proceso de electrificación e hibridización sobre el consumo de diésel del sector: «De acá a cuatro años el consumo de diésel en fractura se puede reducir en un 60%, siendo conservador».
«Para mí lo que se viene en materia energética es una forma distinta de pensar el negocio gracias a la escala», complementó Lanziani. «La variable que moverá las inversiones es el costo unitario, que tiene que ser muy bajo. Por ejemplo, en la fractura hoy el diésel es un componente que carga muchísimo el precio y entonces hay que pasar a gas o eléctrico, y hay que elegir según las soluciones que hay. Eso no estaba en el pasado. Vamos a pasar a un modelo muy americano donde en realidad conviven muchas tecnologías y se va a usar la que sea más costo-eficiente en cada caso», agregó.
Sobre la dinámica actual entre operadoras, Lanziani contó que ya hay al menos siete proyectos de estaciones de carga a granel de GNC en marcha en la cuenca neuquina, dos de ellos en construcción y tres más cristalizándose, producto de que «todos los actores principales estamos empezando a compartir y ecualizar esfuerzos para bajar los costos y hacer sustentable el negocio sin cargarlo de ineficiencias”.
La necesidad de gas en minería: el proyecto de Plotec en la Puna
Mientras la industria del shale discute cómo electrificar sus equipos, en la Puna ya hay una mina de litio que funcionará desde esta semana con GNL traído en camión desde Chile. Del proyecto se encarga Plotec, la empresa de Alberto Piwien.
Ante la falta de oferta local de GNL, la solución fue importarlo desde Chile hasta que exista producción nacional. El gas llega licuado a la terminal chilena de Mejillones y desde ahí baja a los tanques de un pool de empresas del que participa YPF como operador y comprador del commodity. Plotec se encarga de la tecnología, el transporte y el diseño y construcción de la planta, además de operar como almacenador —una figura que, contrario a lo que su nombre indica, reemplaza a una distribuidora o transportista de gas—.
Las dos plantas previstas ya están operativas, y una de ellas debería empezar a generar energía eléctrica con GNL el 22 de julio. Las plantas apuntan a la pequeña o media escala. Las plantas generan 8 MW de energía eléctrica de forma permanente, con una capacidad de reserva adicional de 4 MW. A eso se suman las calderas —dos por planta, más un calentador de agua en una de ellas— que también consumen gas. En total, el proyecto demanda unos 6.000 m³ diarios de gas natural.
La elección del GNL por sobre el GNC respondió a dos variables: la altura de las minas, a 4.000 metros sobre el nivel del mar, y el estado de los caminos de acceso, sin rutas pavimentadas. “El primer chasis que llevó GNL hasta la zona se destruyó en un solo viaje. Hubo que reforzarlo para poder sostener el transporte”, aseguró.
Cuánta demanda de gas puede traccionar la reconversión
¿Es posible estimar cuánta demanda adicional de gas generaría una transformación completa del equipamiento de fractura? «La respuesta rápida es no», aseguró Lanziani. Explicó que todas las operadoras ya reforzaron sus áreas comerciales para explorar nuevos consumos, en un contexto en el que la producción de petróleo no convencional viene de la mano de gas asociado que necesita encontrar salida. Por ahora, dijo conocer sólo dos proyectos de generación eléctrica con termoeléctricas a GNL. Para el ejecutivo, la clave no es tanto el volumen sino el plazo: «Estamos muy acostumbrados a que todo se tiene que resolver en un mandato presidencial y eso es muy complicado. Ahora todos pusimos el foco en, al menos, diez años».
El GNL que se licúe en Río Negro para exportación no tendrá ventana hacia el mercado interno. «Ese gas que se va a licuar en un barco o en dos barcos en el futuro va a ser exclusivamente para exportación», afirmó Piwien.
La demanda doméstica, coincidieron, crecerá por otro lado: proyectos de menor escala como el que Triar prevé instalar en San Nicolás, consumos industriales de 6.000 a 10.000 m³ diarios —similares a los de la minería— y el transporte vehicular, donde desde 2027 todo colectivo nuevo en la ciudad de Buenos Aires deberá ser a gas o eléctrico.
La logística de arena de fractura
La mesa dejó planteado otro debate para una futura edición de Aguas Arriba: la reconversión a gas de la logística de arena de fractura, un insumo clave para cada pozo que hoy se transporta mayormente con camiones a diésel.
Según adelantó Lanziani, el desafío tiene dos tramos distintos. Está la milla corta, el recorrido final desde un punto de acopio cercano al yacimiento hasta el pozo, con camiones preparados para el terreno irregular de Vaca Muerta. Y la milla larga, el trayecto de cientos de kilómetros que trae la arena desde su origen —muchas veces por asfalto— hasta la cuenca neuquina, donde el reemplazo del diésel por gas apunta menos a un ahorro directo que a ganar competitividad de escala y ordenar la logística como si fuera una línea de producción.
, Redaccion EconoJournal
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