Petro 3-19

Petrotecnia Revista del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas.
• Año LX Nº 3 3 / 2019
H
oy estamos inaugurando una nueva edición de la Argentina Oil & Gas
Expo, la duodécima y la más importante de la industria del petróleo y del
gas regional, organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas.
Este evento, que realizamos cada dos años, es una oportunidad única para
mostrar los alcances y los desafíos de nuestra industria, así como las nuevas tec-
nologías para los últimos desarrollos.
La AOG Expo 2019 contará con 35.000 m2 cubiertos a lo largo de tres pa-
bellones, donde unas 450 empresas expondrán sus marcas. Además, como en
ediciones anteriores, esperamos la presencia de más de 20.000 visitantes. Entre
ellos, profesionales y empresas provenientes de distintos países sudamericanos, de
América del Norte, de Europa y de Asia. Es por ello que se convierte en un exce-
lente evento para compartir las ideas acerca del futuro y tender redes de negocios
entre las principales compañías operadoras y los proveedores.
A través del diario de la AOG y de nuestro canal propio el –AOG Channel– con
estudio de televisión dentro de la muestra, contaremos todas las novedades que se
desarrollen durante esta intensísima semana.
Al mismo tiempo, el aspecto académico estará representado en otros dos pabellones del predio ferial,
enteramente destinados a las actividades del 4° Congreso Latinoamericano y 6° Nacional de Seguridad,
Salud Ocupacional y Ambiente. En ese ámbito para los profesionales se tratarán temas, como la seguridad
e higiene, la eficiencia energética, los factores psicosociales de la salud ocupacional y la sustentabilidad.
Todos temas de enorme actualidad para la industria.
Previamente a la inauguración, la Comisión de Jóvenes Profesionales organizará la cuarta edición de su
jornada JOG, Jóvenes Oil & Gas, con charlas inspiradoras que tocarán temas que les interesa a los jóvenes
profesionales del sector y a los estudiantes avanzados.
Además, dentro de la Expo ofreceremos un ciclo de charlas de CEOs, en las que los principales actores
de las empresas hidrocarburíferas más importantes nos contarán sus desafíos y planes. Se suman, tam-
bién, una serie de conferencias sobre transiciones energéticas, los objetivos de desarrollo sustentable y la
inclusión en la industria; ámbitos que se destacan cada vez más en las agendas de todas las empresas y los
profesionales del sector.
Esperamos que la AOG Expo 2019 y el 4° Congreso Latinoamericano y 6° Nacional de Seguridad, Salud
Ocupacional y Ambiente ofrezcan días llenos de actividades y de novedades. Tenemos el firme propósito
de generar, una vez más, un encuentro clave e imprescindible para el desarrollo de contactos entre técnicos
y profesionales, directivos de empresas y todo aquel interesado o partícipe de las actividades de nuestra
industria, analizando tendencias, conociendo nuevas tecnologías y proyectos, como así también provee-
dores de bienes y servicios.
Para el próximo número, la intensidad no baja, les contaremos todo lo que sucederá en la ciudad de
Mar del Plata, del 5 al 8 de noviembre en el 7° Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas, unos de
los más importantes que realiza periódicamente el IAPG y que promete ser antológico.
¡Bienvenidos y hasta el próximo número!
Ernesto A. López Anadón
Petrotecnia • 3 - 2019 | 3
3 - 2019 Sumario
Tema de tapa
La oportunidad de Vaca Muerta
Especial AOG 2019
Estadísticas
08 Los números del petróleo y del gas

Suplemento estadístico
Tema de tapa
10 Ante todo, continuar con el desarrollo no convencional

Por Eduardo J. Fernández (Presidente de la Comisión de publicaciones del IAPG)
Una mirada de los factores que asegurarían un desarrollo sostenido de los no convencionales en el país.
18 “Vaca Muerta puede generar un cambio radical en la economía nacional”

Por Redacción de Petrotecnia
Una entrevista al ministro de Energía y Recursos Naturales de la Provincia del Neuquén, Alejandro Monteiro.
“Sin la posibilidad de exportación, no existirá Vaca Muerta.”

26 Por Guisela Masarik (Redacción de Petrotecnia)
Entrevista al Subsecretario de Hidrocarburos y Combustibles de la Secretaría de Gobierno de Energía de la Nación.
34 De la promesa a la realidad
Por Francisco Uranga, Director General de Inversiones de la Agencia Argentina de Inversiones y Comercio Internacional
36 Experimentando con inteligencia artificial para optimizar el desarrollo de Vaca Muerta

Por Eugenio Ferrigno, Lucas González Day, Adriana Romero, Juan Ignacio Álvarez Claramunt, Diego Gallart,
David Algorry (YPF)
La experiencia del equipo de Ciencia de Datos de Upstream de YPF, que trabaja con Centro de Experiencias
de Analytics de Y-TEC, que aplica la inteligencia artificial en la búsqueda de soluciones para todo el arco de
actividad de E&P.
44 El desafío del desarrollo de la formación Vaca Muerta en zonas

de múltiples intervalos de navegación
Por Victoria Lazzari, María Jimena Rodríguez, Guillermina Sagasti (YPF S.A.)
64 Análisis en la capacidad de almacenamiento de gas a partir

del uso de registros de pozo. Ejemplos en la Fm. Vaca Muerta
Por Ricardo Veiga, Alejandro Bande, Eduardo Micucci, Alfonso Mosquera,
Carlos Macellari (Tecpetrol)
4 | Petrotecnia • 3 - 2019
86 Estimación de hidrocarburos generados, carbono orgánico original y porosidad orgánica a
partir de datos de pirólisis: Ejemplos en la Fm. Vaca Muerta
Por Ricardo Veiga (Tecpetrol)
Nota técnica
100 Exitosas Jornadas de Innovación Tecnológica
Por Santiago Serebrinsky (Presidente de la Comisión de Innovación tecnológica del IAPG)
Un repaso por uno de los eventos técnicos de mayor vanguardia de la industria.
104 La nueva gestión en el mundo incierto del petróleo y del gas. Metodologías de medición y
desarrollo de las capacidades organizacionales en empresas del sector
Por Gastón Francese, Tandem Soluciones de Decisión
En esta serie de artículos para Petrotecnia, el autor propondrá analizar las prácticas que deben implementar las
empresas del O&G con el fin de asegurar optimizar prácticas, como la toma de decisiones.
110 Mantas oleofílicas hidrofóbicas

Por Federico Trupp, Nicolás Torasso y Silvia Goyanes (Laboratorio de
Polímeros & Materiales Compuestos, Departamento de Física, Facul-
tad de Ciencias Exactas y Naturales, Universidad de Buenos Aires);
Gerardo Rubiolo (Gerencia Materiales - CNEA / Instituto Sábato, UN-
SAM/CNEA), Diana Grondona (Instituto de Física del Plasma, Facul-
tad de Ciencias Exactas y Naturales, Universidad de Buenos Aires).
Este trabajo describe el desarrollo de un prototipo de manta oleofílica e
hidrofóbica con alta capacidad absorbente que pueda ser utilizada en
la recuperación y la remoción de hidrocarburos en derrames acuosos.
Actividades
116 “El Congreso de Seguridad, Salud Ocupacional y Ambiente relanza todos los temas que
hoy atraviesan a la industria y a la sociedad”
Por Redacción de Petrotecnia
Entrevista al Ing. Federico Paloma, Presidente del Comité Organizador del 4º Congreso Latinoamericano y 6º
Nacional de Seguridad, Salud Ocupacional y Ambiente del IAPG.
118 Congresos y Jornadas

2019 trae nuevas oportunidades de alto nivel técnico para volver a reunir a los profesionales de la industria.
123 Novedades de la Industria
134 Novedades del IAPG
137 Novedades desde Houston 138 Índice de anunciantes

Petrotecnia es el órgano de difusión del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas.
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Director: Ernesto A. López Anadón

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Editor general: Martín L. Kaindl
Exterior: Precio anual - 4 números: US$ 210
Editora: Guisela Masarik, prensa@petrotecnia.com.ar
Se puede abonar con tarjeta de débito, tarjeta de crédito, transferencia bancaria o
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Estadísticas: Roberto López
Corrector técnico. Enrique Kreibohm Premio Apta-Rizzuto

Comisión de Publicaciones
Presidente: Eduardo Fernández • 1º Premio a la mejor revista de instituciones 2006, 2014
Miembros: Jorge Albano, Silvia Barredo, Jorge M. Buciak, Rubén Caligari, Carlos Casares, • 1º Premio a la mejor nota técnica-CONICET 2011, 2012, 2015, 2018
Carlos E. Cruz, Martín L. Kaindl, Alberto Khatchikian, Enrique Kreibohm, Guisela Masarik, • 1º Premio a la mejor nota científica 2010, 2011
Vicente Serra Marchese, Gabino Velasco • 1º Premio al mejor aviso publicitario 2010, 2011
• 1º Premio a la mejor nota técnica-INTI 2018, 2010, 2008, 2007
Diseño, diagramación y producción gráfica integral • 1º Premio a la mejor revista técnica 1993 y 1999
Cruz Arcieri & Asoc. www.cruzarcieri.com.ar • Accésit 2003, 2004, 2008, 2012, 2015, en el área de producto editorial de instituciones
• Accésit 2005, en el área de diseño de tapa
PETROTECNIA se edita los meses de marzo, junio, agosto y noviembre, y se distribuye gra- • Accésit 2008, 2012, 2013, nota periodística
tuitamente a las empresas relacionadas con las industrias del petróleo y del gas, asociadas • Accésit 2009, 2013, 2014, en el área publicidad
al Instituto Argentino del Petróleo y del Gas y a sus asociados personales. • Accésit 2009, nota técnica
• Accésit 2010, 2011, 2012, 2013, 2018 notas de bien público
Año LX Nº 3 - 2019 • Accésit 2010, 2012, 2013, 2014, 2015, 2018 notas técnicas-INTI
ISSN 0031-6598 • Accésit 2011, notas técnicas-CONICET
Tirada de esta edición: 3.500 ejemplares • Accésit 2014, notas científicas
• 2º Accésit 2010, 2011, 2012, notas de bien público
Los trabajos científicos o técnicos publicados en Petrotecnia expresan exclusivamente • 2º Accésit 2010, en el área de revistas pertenecientes a instituciones
la opinión de sus autores. • 2º Accésit 2018, notas científicas
Agradecemos a las empresas por las fotos suministradas para ilustrar el interior de la revista. • 2º Accésit 2018, avisos publicitarios
Comisión Directiva 2018-2020

CARGO EMPRESA Titular Alterno
Presidente SOCIO PERSONAL Ing. Ernesto López Anadón
Vicepresidente 1º YPF S.A. Sra. Anabel Perrone
Vicepresidente Upstream Petróleo y Gas PAN AMERICAN ENERGY LLC. (PAE) Ing. Rodolfo Eduardo Berisso Ing. Fernando José Villarreal
Vicepresidente Downstream Petróleo SHELL C.A.P.S.A. Sr. Sean Timothy Rooney Lic. Verónica Lorena Staniscia
Vicepresidente Downstream Gas NATURGY BAN S.A. Ing. Horacio Carlos Cristiani Ing. Martín Yáñez
Vicepresidente Perforación y Terminación de Pozos BAKER HUGHES ARGENTINA S.R.L. Ing. Mariano Gargiulo
Vicepresidente de Sevicios de pozos BOLLAND y CIA. S.A. Ing. Marcelo Gerardo Gómez Sr. Alejandro Kletzky
Vicepresidente Fabricación de Equipos y Materiales SIDERCA S.A.I.C. Ing. Javier Mariano Martínez Álvarez Sr. Diego Ariel Schabes
Secretario PAMPA ENERGÍA S.A. Ing. Horacio Turri Sra. María Inés Sainz
Pro-Secretario WINTERSHALL ENERGIA S.A. Lic. Gustavo Oscar Peroni Martín
Tesorero TOTAL AUSTRAL S.A. Sr. Dominique Marion Lic. José Luis Fachal
Dra. Maria Gabriela Roselló Warren
Pro-Tesorero TECPETROL S.A. Sr. Pablo Carlos Ledesma
Vocal Titular CHEVRON ARGENTINA S.R.L. Dr. Dante M. Ramos Ing. Guillermo M. Rocchetti
TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. (TGS) Ing. Oscar José Sardi Cdor. Rubén de Muria
Sr. Mario Alberto Yaniskowski
TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. (TGN) Ing. Daniel Alejandro Ridelener Sr. José Alberto Montaldo
AXION ENERGY ARGENTINA S.A. Ing. Luis Edgardo Fredes Ing. Daniel A. Santamarina
COMPAÑIA GENERAL DE COMBUSTIBLES S.A. (CGC) Lic. Pablo Alejandro Chebli Sr. Edgardo Russo
PLUSPETROL S.A. Ing. Germán Patricio Macchi Sr. Juan Pablo Vanini
CAPSA/CAPEX - (COMPAÑIAS ASOCIADAS PETROLERAS S.A.) Ing. Sergio Mario Raballo Ing. Jorge M. Buciak
METROGAS S.A. Lic. Valeria Soifer Ing. Patricia Laura Carcagno
CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. Lic. Maria Carmen Tettamanti Sr. Rodrigo Espinosa
SCHLUMBERGER ARGENTINA S.A. Ing. Gabriela Prete Sr. Luis Corti
HALLIBURTON ARGENTINA S.R.L. Ing. Fernando Rearte Sr. Hernán Stockman
EXXON MOBIL EXPLORATION ARGENTINA S.R.L. Ing. Daniel Aníbal De Nigris Sr. Damián Ciaccia
PECOM SERVICIOS ENERGIA Cdor. Javier Gremes Cordero Dr. Diego Saralegui
ENAP SIPETROL ARGENTINA S.A. Ing.Eduardo Alejandro Tapia Alvayay Sr. Miguel Pesce
SAN ANTONIO INTERNATIONAL S.A. Ing. Jesús Guillermo Grande Ing. Edgardo José Lorenzo
MEDANITO S.A. Ing. Margarita Esterman Ing. Diego Grimaldi
WEATHERFORD INTERNATIONAL DE ARGENTINA S.A. Ing. Diego Amante
Vocal Suplente DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA S.A. (ECOGAS) Ing. Federico Antonio Stopar
PETROQUIMICA COMODORO RIVADAVIA S.A. (PCR) Ing. Miguel Angel Torilo Geól. Mariano González Rithaud
REFINERIA DEL NORTE S.A. (REFINOR) Ing. Fernando Caratti Ing. Adrián Marcelo Burtnik
LITORAL GAS S.A. Ing. Ricardo Alberto Fraga Ing. José María González
RAFAEL G. ALBANESI S.A. Sr. Armando Roberto Losón
Revisor Cuentas Titular A-EVANGELISTA S.A. (AESA) Ing. Martín Emilio Guardiola
CESVI ARGENTINA S.A.A Ing. Gustavo Eduardo Brambati
PALMERO SAN LUIS S.A. Sr. Marcelo Horacio Luna
Revisor Cuentas Suplente SOCIO PERSONAL Ing. Nino Domingo Antonio Barone
AGGREKO ARGENTINA S.R.L. Cdor. Jorge Tomsin
Número de pozos
8
Ago-17 Ago-17 Ago-17
Sep-17 Sep-17 Sep-17
Gasoil
Oct-17 Oct-17 Oct-17
Nov-17 Nov-17 Nov-17
Dic-17 Dic-17 Dic-17
Ene-18 Ene-18 Ene-18
Pozos perforados
Feb-18 Feb-18 Feb-18
Mar-18 Mar-18 Mar-18
Abr-18 Abr-18 Abr-18
Nafta grado 3 (Ultra)

May-18 May-18 May-18
| Petrotecnia • 3 - 2019
Jun-18 Jun-18 Jun-18
Jul-18 Jul-18 Jul-18
Ventas de los principales productos

Nafta grado 2 (Súper)


Nafta grado 1 (Común)

Producción de petróleo vs. importación y exportación
Número de equipos US
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
Cantidad de equipos en perforación

Precio del petróleo de referencia WTI


Producción de gas natural vs. importación y exportación
Una mirada de los factores que
asegurarían un desarrollo sostenido
de los no convencionales en el país.
Tema de tapa
Ante todo,
continuar con
el desarrollo
no convencional Por Eduardo J. Fernández (Presidente
de la Comisión de publicaciones del IAPG)
M
ás de una vez la Argentina Oil&Gas, que se realiza te tendrán seguramente mejores ofertas financieras que las
en años impares, ha coincidido con elecciones ge- que ahora tiene nuestro país, que necesita no solo producir
nerales. Y también en general, con resultados espe- esos recursos sino también llevarlos a los mercados.
rables, que permiten anticipar someramente al menos el Respecto de los no convencionales es preciso entender
futuro de la industria. Sin embargo, por esta vez, al cierre algunos conceptos, que en este negocio actúan como prin-
de esta revista, la Argentina se halla inmersa en un proceso cipios básicos:
democrático de cambio de gobierno sin que la ciudadanía 1. El negocio de los no convencionales es fundamental-
tenga claro si existen o no entre los dos partidos más vota- mente un negocio financiero. Todos los negocios lo
dos algunos acuerdos básicos. son, pero este lo es más que otros. Además, los aspec-
Lo que el sector seguramente espera es tener cierta cer- tos tecnológicos de la producción parecen estar ya re-
teza acerca del desarrollo futuro de Vaca Muerta, como sueltos en su mayoría.
una de las políticas públicas, de la cual en este momento 2. La monetización de estos activos depende principal-
poco se sabe. mente de la capacidad de evacuación desde las áreas
Es cierto que el desarrollo de los no convencionales, de producción. Sin acceso a los mercados no hay posi-
desde que comenzó, en 2013, ha transitado con evolución bilidades de aumentar la oferta.
un cambio de gobierno en 2015 y se espera que continúe 3. La capacidad de producción será función de la deman-
el aumento significativo de la producción en los próximos da que se pueda generar.
años. Pero aún no está claro que tiene pensado para este Analicemos cada una de estas premisas.
extraordinario potencial el próximo mandato y habrá que
observar la respuesta del inversor extranjero frente al po-
sicionamiento del gobierno que asuma el próximo 10 de
diciembre. Un negocio financiero
La Argentina es un país con gas (con mucho gas, gra-
cias a los recursos de shale y tight con los que afortunada- Los requerimientos de capital para el desarrollo y el
mente contamos) y con el desarrollo de tecnologías nece- mantenimiento de producción de shale gas son intensivos
sarias para monetizar todos esos recursos disponibles, pero y la demanda de inversiones se mantiene durante el hori-
la capacidad de ejecución aún debe desarrollarse y los cos- zonte de producción. Esto requiere financiamiento que fa-
tos deben ajustarse para hacer competitivo el fenómeno cilite su desarrollo y posterior extracción. En nuestro caso
Vaca Muerta. también es necesario ampliar los sistemas de acondiciona-
Hoy, la Argentina es el segundo productor mundial de miento y de transporte para llegar hasta los mercados que
shale gas después de los Estados Unidos, y cuenta con el consuman ese gas.
segundo mayor volumen de recursos gasíferos después de El hecho de que el costo de capital en la Argentina sea
China. Pero eso no alcanza, hay otros países además de tan alto reduce el interés que los productores internaciona-
China, como Canadá, Argelia y México (sin contar los Es- les pueden tener en participar de este negocio. Este costo
tados Unidos que ya los está desarrollando) que también de capital conlleva intrínsecamente el riego de la inversión
tienen inconmensurables volúmenes de recursos no con- en el ambiente local, costo que a veces ni los propios capi-
vencionales y que si se disponen a explotarlos masivamen- tales domésticos están dispuestos a afrontar.
El desarrollo de la infraestructura de transporte hasta se suma la falta de acuerdos políticos en esta etapa preelec-
los centros de demanda también implica grandes inver- toral como un agravante.
siones (gasoductos de alta presión, plantas de tratamiento,
centros de licuefacción, sistemas de transporte). La insufi-
ciencia de una infraestructura adecuada está frenando el La infraestructura necesaria
incremento de la producción en boca de pozo.
Todo esto se traduce en un complejo y estratégico flujo El mercado argentino de gas padece desde hace tiempo
de caja proyectado cuyo resultado final no alcanza a cubrir desequilibrios estructurales que han forzado el déficit de la
las rentas esperadas y el riesgo del negocio. A esta situación oferta obligando a importar gas de fuentes externas.
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La infraestructura disponible no alcanza para satisfa- cionalmente ese equilibrio se encuentra a través del pre-
cer la demanda doméstica estacional y su incremento para cio, que incluye todos los factores de la cadena de valor
lograr este objetivo nos lleva de vuelta al punto anterior (producción, transporte y comercialización) y es necesario
donde la rentabilidad de un ducto, que en principio no que exista proporcionalidad entre ellos para que las ca-
operaría a factor de carga pleno durante todo el año lo pacidades de cada uno evolucionen armónicamente para
hace inviable. lograr satisfacer al mercado. Esto es lo que sucede con el
Debido a la geometría del mercado con una oferta bá- comercio de gas natural licuado y de gas por gasoductos
sicamente concentrada en un polo en el oeste del país y internacionales.
una demanda ubicada en el este, es preciso encontrar la En la Argentina, las diferencias estacionales de deman-
solución para, por lo menos, satisfacer toda la demanda da, básicamente consecuencia del consumo doméstico,
doméstica y disponer de los excedentes en otros mercados necesitan resolverse para poder ofertar capacidades de ex-
demandantes. Además, las diferencias estacionales de la portación en firme. Si bien las modalidades internaciona-
demanda son grandes y esto complica aún más la capaci- les de los mercados proponen contratos de largo y también
dad contractual del sistema de transporte. de corto plazo (spot), las posibilidades de competencia con
El proyecto Tratayén - San Nicolás (primera etapa hasta otros oferentes mejorarían si hubiese una garantía de su-
Salliqueló) puede aliviar esta presión sobre el midstream lle- ministro más o menos constante. En este momento, la Ar-
vando hasta un 30% más de gas a los mercados del centro gentina no puede ofrecer contratos firmes durante todo
del país, pero si no se concreta esta inversión en transporte el año (a menos que compense esas exportaciones en los
(o alguna otra de similar envergadura), la producción adi- picos con mayores importaciones).
cional quedará estancada en la cuenca neuquina con una Esas garantías podrían estar resueltas desde el punto de
salida potencial solo hacia el oeste cruzando la cordillera. vista de la producción si la logística permitiera su mone-
Una expansión de estas características agregaría opor- tización (disponibilidad de gas en los centros de demanda
tunidades de exportación, en principio a centros de con- o en puntos de venta a clientes internacionales) y si los
sumo regionales como Brasil y Uruguay. La llegada a otros costos a lo largo de la cadena de valor admitieran ofrecer
mercados implica también inversiones adicionales que precios competitivos.
significan compromisos comerciales y financieros de largo Entre los aspectos de la oferta para analizar además
plazo, que por el momento parecen difíciles de alcanzar. debe tenerse en cuenta el volumen de gas que proviene
de Bolivia que permite, por un lado, reducir otras fuentes
de importación (GNL) y si hay flexibilidad en el contrato,
Balance oferta-demanda resolver en alguna medida las diferencias estacionales de
demanda aprovechando la capacidad de transporte desde
Está claro que la dinámica del mercado de gas requiere el norte. Esta necesidad irá disminuyendo a medida que
un razonable equilibrio entre oferta y demanda. Interna- aumente la disponibilidad de oferta local.
Sin embargo, la capacidad de Bolivia de proveer gas a La salida transoceánica a otros continentes (ya sea por
la Argentina depende de varios factores que no están to- el Atlántico o por el Pacífico –vía Chile–) es la alternativa
talmente resueltos, entre ellos la posibilidad de que el país que maximizaría el esfuerzo productivo. Esta alternativa
del norte sea capaz de reponer las reservas que se están requiere importantes inversiones complementarias (plan-
agotando, por el otro, la renegociación de los contratos tas de licuefacción e infraestructuras de carga y transporte)
bilaterales con Brasil que están vencidos y son prioridad que implican financiamiento intensivo de los proyectos y
para el gobierno boliviano. que fuerzan a ser extremadamente competitivos y eficien-
En lo que se refiere a las posibilidades de exportación, tes en las operaciones.
se advierten varios clientes potenciales. Chile, que en la La realidad es que Vaca Muerta y los no convencio-
actualidad se abastece mayoritariamente con GNL a través nales son una tremenda oportunidad para la Argentina
de las dos plantas regasificadoras (en el Norte y en el Cen- que podría mejorar sustancialmente su balanza comercial
tro del país). Que además ha tenido un fuerte desarrollo de y el crecimiento económico del país, pero esta oportuni-
energías renovables para completar su oferta eléctrica, deja dad tiene un tiempo limitado. Si no avanzamos con los
poco espacio para capturar gas argentino a través de la im- emprendimientos para poner en valor los recursos con los
portante infraestructura de exportación existente. Básica- que contamos en un tiempo razonable, vamos a perder la
mente para satisfacer algunos picos de demanda y/o para oportunidad y el valor de esos hidrocarburos quedará bajo
aprovechar oportunidades de precios diferenciales. tierra sin posibilidades para la economía y sin beneficios
Por otra parte, la Argentina es candidata natural para para la población presente y futura que son quienes debe-
abastecer la demanda uruguaya, especialmente ahora que rían sacar las ventajas de esta oportunidad.
el proyecto de regasificación “Gas Natural Licuado del Pla- En mi opinión, el éxito de Vaca Muerta reside en el
ta” (Gas Sayago S.A.) no avanzó; aun así esta demanda es pronto establecimiento de a) una política pública sobre la
reducida y no genera impacto significativo para la oferta explotación de los recursos no convencionales, b) la aso-
local. ciación público-privada para emprendimientos de gran
El sur de Brasil es el candidato regional más interesante envergadura, c) un esfuerzo material de todos los sectores
en el que la oferta argentina deberá competir con la boli- involucrados y d) un apoyo manifiesto e incondicional
viana. La existencia de capacidad de transporte puede ayu- de todos los sectores sociales para aprovechar esta opor-
dar a esa competencia, pero probablemente lo que defina tunidad única que se nos presenta y equipararla al milagro
la oportunidad comercial sean los precios en frontera que agroindustrial que la Argentina supo desarrollar en otras
proponga cada oferta. épocas.
Tema de tapa
“Vaca Muerta
puede generar
un cambio radical
en la economía
nacional”
Por Guisela Masarik (Redacción de Petrotecnia) ¿Cómo hicieron para que en tan poco tiempo las
principales empresas de hidrocarburos del Mundo
operen hoy en Neuquén?
Una entrevista al ministro de Energía Luego de 100 años de actividad hidrocarburífera en la
provincia, hemos consolidado un gobierno y una sociedad
y Recursos Naturales de la Provincia que entiende de que se trata la actividad, la importancia y
del Neuquén, Alejandro Monteiro. sus beneficios. Al mismo tiempo, desde el gobierno hemos
generado reglas claras que tienen que ver con la puesta en
valor de los recursos hidrocarburíferos, como sobre lo que
se pretende hacer con los beneficios que tiene el Estado
con la participación que le corresponde a través de las re-
galías que provienen de la actividad.
Cabe destacar y recordar que la continuidad de los cua-
dros técnicos del Gobierno permitieron avizorar las posi-
nocimiento necesario para empezar a entender y magnifi-
car todo el potencial que tenía la formación Vaca Muerta,
la cual si bien es conocida desde hace varias décadas, no
se tenía la información técnica necesaria para avanzar en
su explotación. Entonces con la tecnología que se estaba
desarrollando en los Estados Unidos, sumado a la infor-
mación generada por las empresas, se pudo contar con las
dos herramientas necesarias para comenzar a desarrollar
Vaca Muerta.
Hoy los recursos de Vaca Muerta se posicionan dentro
de los mejores del mundo, 2do y 4to en recursos no con-
vencionales de gas y petróleo. No obstante, el potencial
provincial no está compuesto solamente por la abundan-
cia de sus recursos naturales, sino también por la calidad
de su mano de obra y una visión de desarrollo definida.
Los diversos actores que se han sumado en el último tiem-
po lo han hecho confiados por la previsibilidad jurídica
que ofrece la provincia, que desempeña un papel clave en
la gestión de los proyectos, ejerciendo como Autoridad de
Aplicación en materia de hidrocarburos (leyes nacionales
17.319 y 26.197 y Ley provincial 2.453) y en materia mi-
nera (Ley provincial 664), que vela por el desarrollo de am-
bos sectores de una manera coordinada con el resto de la
matriz provincial.
¿Cuántas áreas no convencionales se encuentran

en la etapa de masificación, cuántas en etapa de
piloto y cuántas con planes de exploración?
Desde 2003 hasta la fecha, hemos otorgado 36 conce-
siones de explotación no convencionales de hidrocarburos
(CENCH), de las cuales 8 se encuentran en la fase de de-
sarrollo continuo (1.700 km2). Y además contamos con 19
permisos de exploración no convencional vigentes.
La expectativa es que, a medida en que se vayan con-
cluyendo los plazo de los pilotos de las concesiones que
se han otorgado, las empresas presenten los planes al go-
bierno de la provincia para pasar a la fase de desarrollo
continuo.
¿Qué rol tiene Gas y Petróleo (GYP) hoy en este

proceso?
Se trata de una herramienta fundamental. Con su crea-
ción, el Gobierno de la provincia lo que hizo fue transfe-
bilidades que teníamos para reconvertir la actividad de la rirle todas las áreas remanentes que habían pasado a su
producción convencional a la producción no convencio- órbita en 2006, Gas y Petróleo pone en valor esas áreas y
nal con la formación Vaca Muerta, a partir de 2008. Con la busca socios que quieran venir a explorar y eventualmen-
reforma constitucional y la sanción de la llamada ley corta te explotar esas superficies. De esa manera hemos logrado
que instrumentó el traspaso de la administración de los que vengan las principales operadoras del mundo como
recursos a las provincias, generamos todo un mecanismo ExxonMobil y Shell que, si bien estaban en la cuenca como
para empezar a poner en valor estos recursos no conven- socios, no operaban; y ahora lo hacen como socios de GyP:
cionales. Equinor, ConocoPhillips que se asocia con Wintershall
La primera decisión fue prorrogar, con anticipación, Dea en un bloque y en otro con Wintershall Dea y GyP;
los contratos de concesiones convencionales que vencían entre otras, como Tecpetrol y Total.
en 2017, y dentro de la negociación para la prórroga de Con este rol fundamental en el desarrollo provincial
estos contratos, se les exigió a las empresas que hagan tra- de los hidrocarburos, nuestra expectativa es que continúe
bajos exploratorios en las áreas remanentes. Gran parte de siendo una puerta para que vengan nuevas empresas a su-
esas operaciones exploratorias son las que generaron el co- marse al desarrollo de Vaca Muerta.
El actual cuadro en el área de hidrocarburos de Para el período 2020-2023 esperamos, al menos, unos
la provincia del Neuquén es mayormente técnico USD 35.000 millones como mínimo para seguir avanzan-
y con experiencia en el sector industrial, más que do en el desarrollo de todo el potencial de Vaca Muerta.
político, ¿cómo se llegó a la decisión de formarlo
de esa manera?
Esto forma parte de la historia del Gobierno provincial. ¿Cuál es la producción actual de gas y petróleo en
Cuando miramos el gabinete de Omar Gutiérrez, todos, o no convencional?
la gran mayoría, hemos comenzado desde temprano a tra- En julio de 2019, la producción no convencional de
bajar en la administración pública y nos hemos formado gas superó los 61,5 MMm3/d y la de petróleo los 96 mil
cumpliendo distintas responsabilidades. En el caso especí- bbl/d. Representando el 72% y el 64% de la producción
fico de energía, frente al desafío de los no convencionales, provincial, y el 38% y el 17% en términos de la producción
respetamos los equipos técnicos y los potenciamos al in- nacional. Al detenernos a observar cuál ha sido el cami-
corporar tecnología y capacitar al personal para que, como no recorrido, se aprecia un enorme crecimiento en estos
autoridad de aplicación, puedan hacer la labor fundamen- volúmenes. Al contrastar la producción no convencional
tal de proteger y potenciar la explotación de los recursos acumulada de los últimos 12 meses, frente a los 12 meses
provinciales de la mejor manera. previos, se advierte un crecimiento de un 45% y un 62%.
Es importante destacar que estas magnitudes se han al-
canzado con solo 8 áreas en estado de desarrollo continuo.
¿Qué inversión en hidrocarburos se dio en la pro- Las que ocupan una superficie de 1.709 km2, representan-
vincia del Neuquén en los últimos dos años? ¿Qué do el 20% de la correspondiente a las CENCH otorgadas y
proyección se necesitaría para los próximos 5 años? solamente el 6% de la de Vaca Muerta.
Desde hace dos años ha ocurrido una recuperación en
los montos invertidos, luego de la caída ocurrida en 2016. ¿Qué porcentaje del ingreso que tiene la provincia
Ascendiendo en 2017 a USD 3.468, en 2018 a USD 4.539 en regalías, ingresos brutos, etc. está relacionado
millones, y se espera para 2019 inversiones del orden de con la actividad hidrocarburífera?
los USD 5.356 millones. Este último valor implica un nue- Al ser la actividad económica más relevante en la ma-
vo récord en la provincia del Neuquén, que supera en un triz económica provincial, se observa también un peso sig-
4% el valor registrado en 2015 (USD 5.150 millones). nificativo de los ingresos asociados sobre los totales pro-
De las inversiones esperadas para 2019, aproximada- vinciales. Explicando, aproximadamente, el 55% de IIBB,
mente el 51% se destina al desarrollo de pozos de petróleo; el 50% de sellos, la casi totalidad de regalías, el 90% de los
el 31%, al desarrollo de pozos de gas y el 18% restante a derechos y otros ingresos no tributarios.
pozos exploratorios y de servicio. Observándose un despla- Ello da como resultado que un 52% de los ingresos pro-
zamiento desde la producción de gas hacia la de crudo en vinciales totales se encuentren asociados a esta actividad, y
2019, con respecto al año anterior. de los ingresos corrientes, un 53%.
Con respecto a los yacimientos convencionales, su madurez. No obstante, somos optimistas respecto a
¿cuál es el panorama? la atenuación del declino. Es decir, desde el Gobierno de
La producción de petróleo y gas proveniente de rela provincia, lo que estamos trabajando es la manera de
servorios convencionales registra una caída interanual potenciar aquellas áreas que pueden tener un potencial
del 12% y del 23%, respectivamente, lo que denota de convencional, tratando de ver las empresas que se pue-
den asociar a los titulares de los permisos, o bien atraer Por último, ¿cuáles serían los obstáculos eventuales
nuevos actores locales o regionales para mejorar los ren- para que Vaca Muerta no se convierta definitiva-
dimientos de los campos convencionales. Hemos tenido mente uno de los pilares de crecimiento económico
ejemplos con dos empresas que han adquirido bloques en del país, para llegar al mismo nivel que el campo?
la provincia, enfocadas en la explotación convencional y El proyecto Vaca Muerta es un proyecto que puede ge-
han podido mejorar los rendimientos de los pozos. Oilsto- nerar un cambio radical en la economía nacional, a partir
ne y Geopark, ambos ejemplos que tomaron la operación de abastecer de energía abundante y competitiva a todos
de bloques de baja productividad y lograron sostener y los sectores de la economía nacional. Es un proyecto muy
mejorar la producción convencional. Son formatos que se solidario porque tiene muchas ramificaciones y su explo-
pueden replicar en otras áreas. tación permitirá no solo el desarrollo de la provincia del
Neuquén, sino también potenciar economías de otras re-
giones del país, tanto como proveedoras de Vaca Muerta
¿Tiene alguna estimación del efecto multiplica- como a partir del beneficio que implica contar con la segu-
dor de cada dólar que se invierte en pozos/instala- ridad de abastecimiento por la energía que se produzca y a
ciones en la economía provincial/nacional? precios razonables.
Existen diversos estudios que estiman que el impacto Desde el Gobierno de la provincia trabajamos perma-
total de cada dólar invertido en el sector tiene un impac- nentemente para generar seguridad jurídica, eliminar in-
to de aproximadamente USD 1,39 o que, en los próximos certidumbres y acompañar a las empresas que invierten en
años, el PBG provincial podría incrementarse en un 40% nuestra provincia, brindando las condiciones necesarias
si se profundiza el desarrollo de los hidrocarburos no con- que requieren las inversiones para potenciar Vaca Muerta.
vencionales. De lo que no existen dudas es de la fuerza que Este proyecto también requiere de políticas públicas en
tiene la actividad sobre toda la provincia para traccionar materia de energía y economía, a nivel nacional, con una
su economía. Prueba de ello es que, al finalizar 2018, se mirada de largo plazo que permita, por un lado, el ingre-
ocuparon 20.000 puestos de trabajo directos (un 16% del so de inversiones, tanto nacionales como extranjeras, en
empleo privado registrado provincial) en la extracción de Vaca Muerta para desarrollar todo su potencial; y por el
hidrocarburos y servicios relacionados, presentando el em- otro, la implementación de políticas comerciales que ge-
pleo privado provincial un comportamiento muy superior neren los mercados necesarios para llegar a todo el mundo
al de la media nacional. con la producción de Vaca Muerta.
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Tema de tapa
“Sin la posibilidad
de exportación,
no existirá
Vaca Muerta”
Por Guisela Masarik (Redacción de Petrotecnia)
L
Entrevista al Subsecretario de Hidrocarburos y a presencia del Ing. Carlos Casares en el IAPG hasta
Combustibles de la Secretaría de Gobierno de hace un par de años como miembro de importantes
comisiones –entre ellas, la que elabora esta revista– o
Energía de la Nación. como instructor en los diversos cursos sobre gas del Insti-
tuto, ha sido un valor con el que cuenta y aprecia mucho
este organismo, al igual que también se cuenta con la so-
lidez de un buen cimiento como se cuenta con el respaldo
de volver a una casa donde siempre estarán los padres.
Su prestigio en el área privada creció hasta desempe-
ñarse como Gerente de Comercialización de Gas en una
importante empresa (Tecpetrol). El respeto unánime de sus
pares no conoce grieta.
le ofrecieron oficialmente el cargo que actualmente des-
empeña: Subsecretario de Hidrocarburos y Combustibles
de la Secretaría de Gobierno de Energía de la Nación, con
licencia en el Enargas, donde regresaría una vez finalizada
la actual gestión.
¿Qué buscaba lograr desde el sector público?

Entrar al Enargas me atraía desde el punto de vista téc-
nico, porque en mi experiencia previa sabía que muchas
cosas se habían destruido a nivel regulatorio (y el Enargas
es justamente un ente regulador) o se habían quedado en
la historia, sin ningún nivel de actualización necesaria. En
el resto del mundo, las regulaciones suelen actualizarse y
adecuarse a la realidad cambiante; mi objetivo era contri-
buir con todo mi conocimiento y trayectoria de más de 30
años en la industria.
Cuando entré, uno de los aspectos que encontré fue
que la relación entre el ente regulador de gas y la Secreta-
ría de Gobierno de Energía no era buena, y desde el ente
trabajé en ese sentido. Cuando la SEN me ofreció colabo-
rar con el Secretario Iguacel, me pareció importante poder
mejorar ese nexo desde ambas puntas y ver si era posible
una interacción más fluida.
Ya cuando el Secretario Lopetegui me renovó el pedido
de colaboración, accedí porque mi objetivo también era
colaborar en todo lo que pudiese con la industria y acelerar
muchas decisiones que habían sido relegadas y que ahora
se podían viabilizar.
Por haber tenido siempre una mirada idealista acerca

de cómo “hacer bien las cosas”, a pocos sorprendió cuan-
do, a mediados de 2017, dio el salto al sector público como
miembro del Directorio en la Enargas, con compromiso:
“Todos somos críticos, pero para cambiar las cosas hay que
colaborar desde adentro de la función pública, a veces no
hay otra opción”.
Para este cargo atravesó las ternas correspondientes al
igual que cada uno de los cinco nuevos directores. Durante
2018 ejerció este cargo, colaborando al mismo tiempo con
asesorías al ex Ministerio de Energía de la Nación, deve-
nido en Secretaría de Energía; convocado alternativamen-
te por las autoridades que lideraron el sector (Ing. Juan
José Aranguren, Ing. Javier Iguacel y actualmente el Cdor.
Gustavo Lopetegui) a colaborar con esa cartera. Hasta que
¿Y cómo se le explica a quien entiende que las ex-
portaciones se realizan a costa de desabastecer al
país?
Esto no es así y se explica porque la mejor forma de ase-
gurar que un país cubra las necesidades de producción para
la demanda de invierno es en la medida que se asegure el
mercado de verano, lo cual incluye exportaciones. Si no se lo-
gra ese mercado de verano, en invierno no tendrá suficiente.
En efecto, para las empresas es antieconómico invertir
solo para producir en invierno: hay que hacerlo en am-
bas estaciones, es lo que los productores locales hicieron y
nuestra función fue contribuir a que así fuera. Desde nues-
tra parte, hemos autorizado exportaciones, incluso más de
las que finalmente se hicieron. Junto con el equipo de tra-
bajo podemos estar orgullosos de que en 2018 y 2019 no
haya habido cortes a industrias como en los años previos,
con todas las intervenciones, incluso con este gobierno.
¿Cómo es hoy la foto de la balanza energética? No así en estos dos últimos años. Esperemos que eso siga
La balanza energética muestra un cambio radical: con de este modo.
respecto al gas se consiguió llevar una balanza comercial
de importación 26 MillonesM3 y de exportación de 1 Mi-
llónM3 (negativo 25 MMm3/día promedio), a 19 Millo- ¿Qué se hizo de distinto?
nesM3 de importaciones y 7 de exportación. Es decir, se Aplicar la ley como debió haber sido aplicada siempre,
disminuyeron esos millones negativos a menos de la mitad ni más ni menos. Ahora buscamos garantizar que los pro-
(12 MMm3/día). ductores tengan asegurada una exportación en firme, sin
Con respecto a las divisas, si comparamos el 2006 con arriesgar el abastecimiento y, en todo caso, la discusión
el 2013, la balanza energética se había deteriorado en -13 que puede darse en verano será el costo de ese abasteci-
MMU$S. Si bien 2019 aún no terminó, se espera dejar esa miento. Justamente ahora estamos asumiendo una hipó-
balanza de la que se partió en cero con un valor en negati- tesis de costo que podría tener ese permiso de exportación
vo de 6.9 MMU$S. para solucionarlo e implementar que donde no haya gas,
Si bien ahora estos valores corresponden al mes de julio haya sustitutos como los líquidos, los cuales también esta-
y aún quedan días en que estaremos importando por el mos valorizando y costeando.
frío y exportando poco, seguramente terminaremos el año
con un buen volumen de exportaciones a Chile, es decir,
terminaremos 2019 con una balanza energética comercial ¿Qué logros puede contar de su paso por la mesa
en términos de dólares aún negativa, pero esperamos que de Vaca Muerta?
en 2020 pase a ser exportadora. Al menos, estamos traba- Los principales logros a veces son de pequeña escala,
jando para que así sea (Figura 1). pero ayudan mucho. Porque, ante todo, no es fácil (nadie
7,8 7,8
7,2 6,9 7,0
6,5 6,5 6,7
6,2
5,4 5,6
6,1 4,6 4,8
5,6 4,2
5,2
4,9
4,1 3,8 2,2 2,5 2,2
3,5 2,0 2,0
Miles de millones de USD
1,8
-0,5 -0,1
-0,3
-1,0 -1,3
-1,5 -1,7
-2,6 -2,3 -2,3
-2,8 -2,2 -2,8 -3,2
-3,1 -3,2
-4,3
-4,8 -4,6 -4,9 -5,1
Exportaciones FOB
-5,7
-6,4 -6,9 -6,5
Importaciones CIF -6,9
Saldo
-9,1
-9,8
-11,3
-12,5
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019p 6m 6m
est. julio 2018 2019
2019
Figura 1. Balanza energética comercial de la Argentina.
tuvo que decírmelo), una cosa es opinar desde la indus- tenga la facilidad de este transporte, porque la ley lo per-
tria, donde ya me resultaba complejo lograr consensos, y mite; pero el mecanismo para hacerlo era tan complejo
otra es opinar desde adentro de la función pública, donde que lo hemos simplificado y actualizado.
hay más sectores que consensuar. Con que haya un actor
menos conforme, el acuerdo tiende a trabarse, entonces lo
importante es allanar el camino. ¿Cómo está el tema de evacuación de gas y petró-
Entre otros objetivos de mayor magnitud, busqué resol- leo desde Vaca Muerta?
ver temas técnicos que estaban dando vueltas, algunos bá- Hoy todavía hay la capacidad, pero existe una gran ne-
sicos, como el distanciamiento entre tanques de almacena- cesidad a futuro, y cuando digo “futuro” hablo de acá a
miento de combustibles líquidos, que regía a partir de una uno o dos años. Y esperamos que estas reglamentaciones
ley de los años sesenta que nunca se modificó, o con modifi- nuevas que estamos sacando permitan hacer las amplia-
caciones parciales que nunca se aggiornaron como ocurrió en ciones necesarias que sin estas reglamentaciones no se ha-
el resto del mundo, que se aplicaba a todo (upstream, downs- rían porque hay, no diría un vacío legal, sino ineficiencia
tream y midstream) cuando hoy sabemos que cada área tiene regulatoria para que los proyectos se concreten. Proyectos
distintas necesidades para este esquema. de transporte de petróleo, proyectos de capacidad de alma-
Otra módica conquista es haber abierto un diálogo en- cenaje de petróleo y, principalmente, todo lo relacionado
tre todos los interesados en qué se puede hacer con una con las ampliaciones.
nueva tecnología que es el gas vehicular: uso de gas natural Acá la problemática principal por la cual había inte-
líquido (GNL) principalmente para camiones de transpor- resados, pero no decisiones, es porque las concesiones ya
te. Se abrió este diálogo con proyectos, primero de peque- llevan 26 años, es decir que les quedan 10 años, y aunque
ña escala, pero luego se amplió no solo a la industria local, existe la posibilidad de prórroga, el Estado no está obligado
que tiene mucho expertise, sino también a los países limí- a darla hasta un año antes que se termine el plazo. Y de
trofes, que tienen mucho interés. este modo el inversor no puede entrever un mecanismo de
Y objetivos realizados e importantes, como lograr una recuperación. Necesita una extensión del plazo, pero el Es-
actualización de una apertura al desarrollo del midstream, tado no está en condiciones políticas de dárselo, entonces
que es el transporte de hidrocarburos, con una regulación buscamos un mecanismo que le dé garantías al inversor de
nueva que permita que no solo sea potestad de los con- que si realiza la inversión y no obtiene la prórroga, igual
cesionarios de explotación, sino que cualquier interesado está garantizado el recupero.
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En cuanto al gas, y particularmente la infraestructura –y esto lo experimenté también en la actividad privada– es
de evacuación del gas de Neuquén, hemos destrabado la alejarse de los extremos para llegar a un camino medio que
forma de encarar un gasoducto nuevo, porque para el gas sirva a ambos lados.
de los grandes desarrollos de Vaca Muerta, Estado y empre-
sas no se ponían de acuerdo en cuanto al mejor mecanis-
mo. Finalmente, este año abrimos un camino: en el de la ¿Cómo fueron los contratos con Chile?
licitación, estamos recibiendo consultas y hemos generado Como mencioné, aprovechamos aquella posibilidad de
una prórroga de la licitación porque nos lo han pedido entender que en verano no existía riesgo en el abasteci-
oficialmente, ya que técnicamente algunos no llegarían a miento interno y que en todo caso podía haber sustitución
presentar las ofertas. de combustibles. Empezamos autorizando todas las expor-
Otro de los avances que contamos es en el midstream taciones posibles, ya que salvo un incidente puntual en el
y se logró con la colaboración de la provincia del Neu- mes de febrero en que restringimos exportaciones durante
quén y de las empresas: es la posibilidad de que haya un un par de días, tuvimos un verano y media estación ex-
actor nuevo que construya un gasoducto de evacuación celentes para fomentar las exportaciones. Acortamos los
para darle solución a más de un productor; y no que cada plazos de autorización, siempre garantizando con la even-
productor tenga que construir el propio. tual sustitución de combustibles. Y vamos a aplicar esta
Y finalmente, una misión cumplida es haber realiza- modalidad desde el 15 de septiembre hasta el 15 de mayo
do un ordenamiento del manejo de cupos de butano en con la esperanza que sirva a futuro.
el marco del Programa Hogar (o “garrafa social”, en que
hicimos un mejor seguimiento para controlar los excesos
que se daban sobre ese subsidio. Establecimos un esquema Según su parecer, ¿qué camino deberían seguir
según el cual los productores que aportan están identifica- nuestro país para que no falte energía?
dos con cuánto tienen que aportar y a quién. A los fraccio- Bueno, dicen que con los recursos naturales que tiene la
nadores se les marca el cupo asignado, el derecho a recibir Argentina podríamos tener un ingreso tan importante como
está en función de la cantidad de garrafas que tienen y la el Agro exportando energía, y aunque prefiero esos mensajes
rotación de garrafas que es normal que tengan. Solo con menos impactantes e ir paso a paso, estoy convencido de
eso achicamos muchísimo el mal uso que se hacía de ese que esa es la senda que no hay que abandonar. Si nos pone-
subsidio. mos ese objetivo, sea el gobierno que sea, dejaremos de tener
los problemas que hoy discutimos sobre abastecimiento y
precios, porque significa una importante cantidad de divisas
Volviendo al tema de la exportación ¿cómo fue la que ingresarían al país y muchísimo trabajo. Sin la posibili-
negociación del contrato de gas con Bolivia? dad de exportación, no existirá Vaca Muerta.
Fue una negociación dura, pero muy profesional. Fue Con un agotamiento visible, Casares asegura que sigue
el primer desafío que debí enfrentar apenas llegué a la Se- dando clases en la universidad –aunque a veces deba lle-
cretaría, a principios de enero. Trabajé junto con un equi- gar más tarde por sus obligaciones actuales–, ya que eso lo
po cuyo objetivo era cómo hacer para revertir un status quo mantiene “activo y en contacto con la gente”.
complicado, porque se había llegado casi al punto de rup-
tura de las negociaciones, al borde del arbitraje. En un mes
ese equipo lo resolvió de forma racional: la posición no ¿Cambió la perspectiva idealista desde que no está
fue pensar en lo mejor para la Argentina, o lo mejor para en el sector privado?
Bolivia. No es que la negociación anterior estuviera mal No, mi idealismo sigue, lo que cambió es que estoy mu-
hecha, solo digo que a veces la mejor manera de negociar cho más cansado (sonríe).
Tema de tapa
De la promesa a la realidad
Por Francisco Uranga, Director General de Inversiones

de la Agencia Argentina de Inversiones y Comercio Internacional
E
n los últimos tres años, la Argentina recuperó condiciones de productividad y calidad de recursos
su liderazgo en el sector energético y logró dar que Permian, cuna de la industria del desarrollo de
vuelta la tendencia en la caída de la producción hidrocarburos no convencionales en los Estados
gracias a la mirada a largo plazo de un gobierno que Unidos.
se propuso recomponer los vínculos con el mundo Además, el impulso renovado que le dimos al
y atraer inversiones para sacar el mejor provecho sector provocó que creciera la cadena de valor y se
de la potencialidad de los recursos de nuestro país. fortaleciera el ecosistema vinculado al proceso de
Vaca Muerta pasó de ser una promesa a una rea- industrialización y los servicios asociados. Según
lidad: volvimos a exportar gas a Chile y Uruguay, nuestros datos, desde diciembre de 2015 hasta la
y en el futuro cercano lo haremos a Brasil. Y, en fecha, la Argentina recibió más de 130 proyectos de
pocos años, no necesitaremos importarlo. Esto fue inversión en petróleo y gas por USD 63.000 millo-
posible porque trabajamos junto a los jugadores lo- nes. El 48% de los proyectos, que representa aproxi-
cales, también porque vinieron al país nuevas em- madamente un 36% del monto total, se encuentran
presas que con su expertise y know how multiplica- en proceso de ejecución o ya fueron concretados.
ron la productividad del yacimiento. El atractivo que posee el sector energético es in-
La Argentina va camino a ser una potencia negable. Con un plan de trabajo claro y sostenido,
mundial en energía de la mano de Vaca Muerta, las oportunidades de inversión se materializan y se
que está logrando una verdadera revolución en el convierten en oportunidades de crecimiento para el
sector energético no convencional con similares país y para los argentinos.
Experimentando con
Tema de tapa
inteligencia artificial
para optimizar
el desarrollo
de Vaca Muerta
Por Eugenio Ferrigno, Lucas González Day, Adriana Romero, Juan Ignacio Álvarez Claramunt,
Diego Gallart, David Algorry (YPF S.A.)
Introducción
El desarrollo de Vaca Muerta es uno de los vectores
de crecimiento de YPF, como consecuencia las acciones
orientadas a aumentar su productividad, reducir el costo
de desarrollo y los costos de operación son buscadas inten-
samente para aumentar la rentabilidad de su explotación.
En este marco, desde el equipo de Ciencia de Datos de
upstream, en un trabajo conjunto con el Centro de Expe-
riencias de Analytics de Y-TEC, desarrollamos proyectos de
A partir de estos datos en tiempo real, aplicamos méto-
dos de análisis de tendencias en los indicadores de surgen-
cias tradicionales con el fin de investigar en profundidad
la probabilidad de ocurrencia del incidente durante la per-
La experiencia del equipo de Ciencia foración. Los nuevos indicadores utilizados emplean los
datos de caudal de ingreso, caudal de retorno, presión de la
de Datos de Upstream de YPF, que trabaja tubería, compresibilidad del lodo de perforación, volumen
con Centro de Experiencias de Analytics del tanque, velocidad de penetración (ROP), velocidad de
rotación (RPM), peso en bit (WOB) y tamaño de bit. Si los
de Y-TEC, que aplica la inteligencia artificial indicadores creados se desvían de la tendencia normal in-
en la búsqueda de soluciones para todo dicarían la detección de una sobrepresión en la formación
y/o una ganancia anómala en el flujo de retorno.
el arco de actividad de E&P. Un modelo de Inteligencia Artificial (AI) entrenado
permite alertar el fenómeno de manera predictiva con va-
rios minutos de antelación a que se desencadene el evento
de surgencia.
Finalmente, definimos diferentes niveles de alarmas
según el desvío que tenga cada uno de estos parámetros
y de cuáles se desvían de sus tendencias normales en un
segmento de perforación dado.
Detección preventiva de screen out en estimulación

YPF realiza 200 etapas de fractura por mes en pozos
horizontales no convencionales. Durante el proceso de
estimulación hidráulica existe la posibilidad de que ocu-
rra una falla conocida como screen out o arenamiento. La
ocurrencia de esta particularidad suele ser costosa, ya que
puede implicar la necesidad de realizar una limpieza con
equipo de coiled tubing para remover la arena acumulada
en el pozo.
A fines de 2018 comenzamos a trabajar en un modelo
para predecir la ocurrencia de un arenamiento en la es-
timulación de pozos no convencionales. Este modelo se
construyó a partir de los datos históricos de más de cua-
tro mil etapas de fractura, su objetivo es poder detectar un
potencial arenamiento unos minutos antes de que ocurra
para operar adecuadamente el pozo y evitar el evento. Ac-
tualmente, el modelo se encuentra en nivel de prototipo
y estamos avanzando en las pruebas en tiempo real para
comenzar a capturar su valor (Figura 1).
inteligencia artificial experimentando soluciones para los

distintos estadios del desarrollo: la ubicación de los pozos,
la perforación y la producción. A continuación, se descri-
ben algunas de estas iniciativas que marcan el enfoque de
“decisión basada en datos”:
Detección preventiva de surgencias durante la perfo-

ración
Este proyecto tiene como objetivo detectar de forma
temprana eventos de surgencia que puedan poner en pe-
ligro la seguridad de las personas y causar daños al medio
ambiente. Para ello, se desarrolló un método que analiza
los datos de perforación en tiempo real reduciendo el nú-
mero de variables en base a un enfoque físico y de minería
de datos de series temporales. Figura 1. Datos de fractura en tiempo real a analizar.
Optimización de desarrollo: diseño de fractura y geolo-
calización de pozos
El objetivo de este proyecto es explicar la contribución
de las principales variables de pozos a la productividad,
tanto normalizada por longitud como sin normalizar, con
una técnica de datos que se conoce como un análisis mul-
tivariado. El análisis multivariado se caracteriza por traba-
jar con un gran grupo de variables para determinar la con-
tribución de varios factores a una o más variables objetivo.
En este caso se trabajó multidisciplinariamente con varia-
bles de perforación, geomecánica, estimulación, geología,
petrofísica, reservorios, operaciones y producción.
Figura 3. Ajuste de la variable estimada versus la variable medida.
Se realizó un análisis en 83 pozos horizontales de Vaca
Muerta. Inicialmente se realiza la exploración de los datos,
pasando por la eliminación y selección de variables hasta la tica robusta. El modelo es aplicado en 120 pozos que no
construcción de los modelos lineales y no lineales que expli- cuentan con valores para la variable que se van a predecir
can la importancia de las variables y un modelo de visuali- y para los cuales resulta imposible medirlas por métodos
zación de los datos. Esto permitió desarrollar internamente tradicionales (Figura 3).
el flujo de trabajo para poder procesar todo tipo de datos,
integrarlos en un repositorio único e incrementar perma-
nentemente la cantidad de pozos para luego extraer mejores Predicción de parafina en pozos productores
insights al contrastar variables de diferentes especialidades. En Loma Campana, yacimiento productor de petróleo
Actualmente estamos ampliando la base de datos a más de la formación Vaca Muerta, existen más de 160 pozos
pozos en producción para ampliar la estadística y obtener horizontales surgentes, los cuales se encuentran ciento
resultados más robustos que permitan mejorar las decisiones por ciento telesupervisados y monitoreados en tiempo real
de ubicación de pozos y los diseños de fractura (Figura 2). desde la sala de control. Aprovechando la tecnología des-
plegada y con foco en la detección de forma anticipada de
anomalías de producción en los pozos, YPF S. A. despliega
por primera vez inteligencia artificial al servicio de la ope-
ración. Este tipo de pozos cuentan solo con dos variables
disponibles: presión de cabeza de pozo y presión de línea,
sobre las cuales se busca inferir en tiempo real problemá-
ticas, como obstrucciones de tubing u orificio por parafina
o erosión de orificios, entre otras (Figuras 4 a y b). Usan-
do técnicas de machine learning se realiza el análisis de las
curvas de presión de cabeza de pozo, con el propósito de
predecir las anomalías en tiempo real que podrían ocurrir
para su corrección oportuna. Se inicia con un proceso de
filtrado de la curva de presión, eliminando valores atípi-
cos de la serie temporal, y luego, suavizando la curva de
forma que se puedan realizar predicciones futuras. A con-
tinuación, se aplica la metodología Prophet con el fin de
predecir los valores de la curva. Se basa en los valores histó-
ricos de la serie temporal con el fin de predecir los valores
futuros, para aplicar esta metodología se utiliza la caracte-
rística de tendencia de la curva. Finalmente se entrena el
Figura 2. Matriz de correlaciones de variables petrofísicas. modelo con curvas características de problemáticas reales
en campo. Para identificar la anomalía se diseña un mode-
Estimación de parámetros petrofísicos lo basado en el declino característico de la curva de presión
A partir de los perfiles de variables petrofísicas de pozos (exponencial descendente), por lo cual la primera derivada
en Vaca Muerta creamos modelos capaces de estimar los indica la tendencia (ascendente - descendente) y la segun-
valores de una variable que representa los efectos textu- da derivada indica curvatura (cóncava o convexa). Una vez
rales combinados calculados a partir de la dispersión die- que estos valores están disponibles, se clasifican según la
léctrica. La variable se estima con modelos de regresión a anomalía: parafina, incrustación u obstrucción. El modelo
nivel de horizonte de navegación y permite generar mapas ha sido implementado en la sala de control de la regional
regionales de propiedades más completos, utilizando per- no convencional, y dio resultados positivos (Figura 6).
files eléctricos para estimar variables medidas por herra-
mientas más costosas.
En el trabajo se entrenaron los modelos con datos de Slick-line
14 pozos que conforman un set de 3.500 observaciones. Una problemática importante que sufren los pozos
Adicionalmente, se trabajó en métodos de estimación de surgentes productores de petróleo de la formación Vaca
la confianza de las predicciones con técnicas de estadís- Muerta es la deposición de parafina en el tubing que puede
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Figura 4.
0,8
0,4 0,6
prob
AAAAAAAAAAAAAAAAA DDDDDDDDDD CC BBBBBBB
A D B
0,2
Figura 5.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 12 14
generar pérdidas de producción. Con los resultados obte- Semana
nidos por el algoritmo predictor de tendencias para pozos Figura 6. Clasificación del comportamiento de la curva de presión de cabeza.
surgentes se puede obtener una mejor predicción en cuan-
to a la presencia de parafina en tubing, utilizando datos de
intervenciones históricas de slick-line, para lo cual se utiliza clusiones más sólidas combinando lo que ya se conoce so-
una técnica llamada inferencia bayesiana. bre la respuesta. Es así como con el empleo de la frecuencia
La inferencia bayesiana es una forma de obtener mejo- de intervenciones de slick-line en los pozos que calculan
res predicciones de los datos, ya que permite llegar a con- los ingenieros de producción combinado con los resulta-
Figura 7. Probabilidad acumulada de falla.
dos del predictor de tendencia se puede

inferir una fecha aproximada de visita
al pozo para evitar que se vea afectado
por parafina y sufra pérdidas de pro- PELOTON PLATFORM: PARTE INTEGRAL DE
ducción. También permite priorizar y SU ESTRATEGIA DE TRANSFORMACIÓN DIGITAL
confeccionar cronogramas preventivos
de limpieza en pozos (Figura 7).
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el impacto de la interferencia genera
pérdidas de producción. El objetivo de
esta iniciativa es minimizar el tiempo
de cierre de los pozos.
Estadísticamente la tendencia es la
componente de una serie temporal que
representa las variaciones de su baja
CICLO DE VIDA DE POZOS CICLO DE VIDA DE
frecuencia. Es decir, que la tendencia
PRODUCCIÓN
es la componente a largo plazo de una Pozos, Equipos,
serie de tiempo. Aprovechando esta ca- Operaciones, Programación Gestión de Datos de
racterística de la presión de cabeza de de Recursos… Producción, Operaciones
pozo, se modela la presión esperada en y Análisis de Fallas…
el pozo y se realiza una comparación
hora a hora de dicho modelo con los
datos reales, con la finalidad de detectar
cambios que indiquen el inicio de una
interferencia. Esta detección temprana
permitirá cerrar el pozo y de esa mane- GESTIÓN DE TIERRAS
ra mitigar el daño que la interferencia
Contratos, Historial de
puede generar. El objetivo final es lo-
Propiedad, Regalías...
grar el cierre automático del pozo frente
a la alerta de interferencia (Figura 8).
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desde la sala de control. El sistema de
Notas finales
El desafío que presenta el desarrollo de los recursos del
no convencional de Vaca Muerta genera un campo fértil
para ser abordado con la potencialidad de las nuevas tec-
nologías de analítica, inteligencia artificial y gestión del
Big Data, para las disciplinas de estudio de subsuelo, desa-
rrollo y producción.
Este abordaje disruptivo de los retos requiere una nue-
va mirada, no solo tecnológica, sino también del talento y
el liderazgo. Al enfoque tradicional técnico de los procesos
deben sumarse metodologías ágiles, con ciclos rápidos de
Figura 8. Tendencia de la presión de cabeza de pozo.
Figura 9.
extracción plunger lift requiere de un seguimiento conti-

nuo, dado su comportamiento cíclico, lo que genera que
habitualmente se desvíe de su comportamiento normal. Al
disponer de 300 pozos se hace inviable darle seguimiento
uno a uno, por lo que se propone una solución inteligente
aplicando manejo por excepción. Aprovechando el com-
portamiento cíclico de los pozos, se visualizó la posibilidad
de implementar una herramienta que clasifique los pozos
a través de imágenes características de comportamientos
anómalos.
Se recolectaron cerca de 8.000 imágenes correspon-
dientes a fallas con las que se entrenó el clasificador, ob-
teniendo una precisión del 80% en la identificación de las
fallas. Estas imágenes fueron generadas a partir de series
temporales transformándolas en gráficos de recurrencia.
Un gráfico de recurrencia es una herramienta de análisis
que revela la existencia de patrones recurrentes e intermi-
tentes en series de tiempo que, en nuestro caso, caracteriza Figura 10.
las fallas en los ciclos de plunger lift (Figura 9).
Este clasificador permite monitorear y controlar el des-
empeño de los pozos mediante el manejo por excepción.
Esta herramienta es de gran ayuda al reducir los tiempos probar-fallar típicas de las start-ups. Todo esto requiere de
de estudio, enfocándose principalmente en aquellos pozos un fuerte talento innovador y emprendedor de los equipos
que estén afectando la producción y luego en los pozos siempre multidisciplinarios.
que se puedan optimizar, con la finalidad de alcanzar la Hemos aprendido que no existe un único camino ni
excelencia operacional al producir el potencial esperado el soluciones universales. Ensayar, aprender, adaptarse son
total de los pozos. las claves para evolucionar en la transformación digital.
Se destaca además el acercamiento de los sectores po- Desarrollar equipos expertos propios, así como coinnovar
tenciando el concepto de espacios colaborativos multidis- cooperativamente con el ecosistema emprendedor y los
ciplinarios, en este caso la ciencia de datos y el área de inge- centros de experiencias (COE) locales e internacionales
niería de producción. Esta convergencia brinda una mejora son los caminos para acelerar el desarrollo, el despliegue y
considerable a un sistema de extracción económico y ren- la captura de valor. La oportunidad digital es equiparable a
table para los pozos no convencionales (Figura 10). la de riqueza geológica de Vaca Muerta.
Tema de tapa
Por Victoria Lazzari, María Jimena Rodríguez, Guillermina Sagasti (YPF S.A.)
El desafío del desarrollo

de la formación
Vaca Muerta
en zonas de múltiples
intervalos de navegación
Este trabajo fue presentado en el Simposio de Recursos No Convencionales, “Hacia una nueva convención”, durante
el 10º Congreso de Exploración y Desarrollo de Reservas del IAPG, realizado en Mendoza, noviembre, 2018.
L
a identificación y la selección de los intervalos de na- espacial como estratigráficamente e identificar múltiples
vegación son las principales tareas que de un grupo de niveles de navegación, cuya cantidad y distribución varía
estudios de subsuelo debe asumir a la hora de incre- a lo largo del bloque en relación con la geometría del sis-
mentar la productividad y obtener la mayor rentabilidad tema deposicional.
de un campo de petróleo no convencional (shale oil).
Durante la fase de delineación o piloto de un área, esos
intervalos deben ser evaluados tempranamente a fin de Ubicación y marco geológico
poder obtener suficiente estadística y una historia de pro-
ducción apropiada para iniciar la fase de desarrollo con la La zona de estudio se encuentra ubicada en la región
menor cantidad de interrogantes posible y, fundamental- sudeste de la Cuenca Neuquina, dentro del ámbito del
mente, adoptar la estrategia más conveniente. engolfamiento neuquino y, particularmente, en el flanco
Es por este motivo que a lo largo del Plan Piloto se pro- Oriental del Bajo de Añelo (Figura 1).
cura llevar a cabo un exhaustivo plan de adquisición de El área de estudio posee una superficie aproximada de
datos estáticos y dinámicos. En el caso de estudio, los datos 200 km2 y se dividirá en tres sectores, a los cuales se referirá
estáticos incluyeron un set completo de perfiles eléctricos como Sur, Centro y Norte.
en pozos verticales, análisis de cuttings, testigos laterales Desde el punto de vista estratigráfico, el intervalo de
rotados y 233 m de corona continua. Además, se efectuó interés comprende la porción inferior del sistema Quintu-
el monitoreo microsísmico de tres pozos horizontales y se co-Vaca Muerta. En el área de estudio, se encuentra repre-
adquirió una nueva sísmica 3D que proporcionara cober- sentado por una sucesión mixta siliciclástica-carbonática
tura completa del bloque. depositada en un ambiente marino somero a profundo du-
El análisis integrado de toda esta información ha per- rante el Tithoniano Superior-Valanginiano Inferior. El es-
mitido caracterizar la variabilidad del reservorio, tanto pesor total del sistema alcanza los 900 m y su geometría se
Figura 1. A la izquierda, mapa de ubicación de la zona de estudio en donde se ilustran los principales elementos morfoestructurales de la cuenca. A la
derecha, columna Estratigráfica (tomado de Brisson y Veiga, 1999).
Figura 2. Sección sísmica de orientación SE-NW ilustra que la geometría del sistema deposicional Quintuco-Vaca Muerta de edad Valanginiano Superior-
Tithoniano Inferior (Tomado de Massaferro et al., 2014).
caracteriza por el desarrollo de clinoformas progradantes huidos (Cristallini et al., 2005), presentando características
desde el SE hacia el NW (Gulisano et al., 1984; Mitchum estructurales afines a la evolución tectónica de ambas uni-
y Uliana, 1985; Massaferro et al., 2014; Reijenstein et al., dades morfoestructurales. Es una zona con estructuras sua-
2014; Sattler et al., 2016; González et al., 2016). ves y pendientes muy bajas que es atravesada por diferentes
Dentro de este sistema, la Fm. Quintuco representa los sistemas de fallas que afectaron a la secuencia sedimentaria
depósitos marinos someros, dominantemente carbonáticos en distintos intervalos estratigráficos y temporales.
y con bajo contenido orgánico. Por su parte, la Fm. Vaca La estructura profunda se ve representada por un pa-
Muerta incluye a las facies distales, equivalentes en tiem- trón WNW vinculado a las fallas que limitaban los hemi-
po y con alto contenido orgánico. Se trata principalmente grábenes durante la extensión de la cuenca acaecida en el
de intercalaciones de fangolitas calcáreas ricas en materia Triásico Superior a Jurásico Inferior. Durante el Jurásico,
orgánica, margas y calizas micríticas depositadas en un am- estos lineamientos fueron sometidos a un esfuerzo regio-
biente de rampa distal a interior de cuenca. La proporción nal oblicuo de dirección N320° (Mosquera y Ramos, 2005)
y el patrón de apilamiento de estas facies varía de SE a NW, y como resultado reactivados con una componente de
siguiendo la geometría del sistema deposicional. rumbo dextral.
Asimismo, el contacto entre ambas unidades formacio- Las fallas de orientación NNW, muy bien distribuidas
nales es diacrónico, es decir que se hace más joven al ir en sector centro y, en menor medida, en el sector norte
avanzando el sistema hacia el NW. El límite entre ellas se del área de estudio y en los bloques vecinos, se nuclean
suele definir a partir de un umbral de contenido orgáni- en las fallas precuyanas, mostrando con ellas una clara
co total (COT) medido en muestras de roca y/o a partir asociación genética, y se disponen escalonadamente (en
del método de Passey (Passey et al., 1990, 2010). Dentro echelon) indicando también una componente de rumbo
del área de estudio, la secuencia orgánica de la Fm. Vaca dextral. Se considera que este sistema de fallas extensiona-
Muerta alcanza los 240 m de espesor y muestra un grado les oblicuas y multiepisódicas se mantuvo activo hasta el
significativo de variabilidad tanto lateral como vertical. Jurásico tardío-Cretácico temprano que afectó en muchos
De acuerdo con los principios de la estratigrafía secuen- casos a la totalidad del sistema Quintuco-Vaca Muerta
cial, el sistema deposicional Quintuco-Vaca Muerta puede (Gangui y Grausem, 2014). Se trata de fallas que poseen
ser subdividido en tres secuencias de segundo orden (Mas- rechazos significativos, alcanzando algunas veces los 300-
saferro et al., 2014); el intervalo estratigráfico analizado en 400 m por debajo de la Fm. Vaca Muerta, disminuyendo
este trabajo corresponde a la secuencia más antigua, limi- hacia los términos más jóvenes del sistema y manifestán-
tada por las superficies I y III (Figura 2). dose mediante la generación de pliegues de arrastre.
En cuanto al marco morfoestructural de gran escala, la Asimismo, en el sector Centro del área existe un siste-
zona de estudio se encuentra ubicada entre tres altos es- ma de fallas extensionales de orientación NS que se extien-
tructurales importantes, de envergadura regional dentro de de por más de 60 km y que afecta desde la Fm. Auquilco
la cuenca: el alto de Entre Lomas al noreste, la Dorsal de hasta los términos superiores de la Fm. Tordillo.
Huincul al sur y el Dorso de los Chihuidos al oeste (Figura En la base de la Fm. Vaca Muerta, la expresión de estos
1). Su historia estructural está relacionada en particular con lineamientos se resuelve mayormente como flexuras, no
las de los sistemas de Entre Lomas y el Dorso de Los Chi- se identifican rechazos en la sísmica. Este rasgo estructural
Figura 3. Izquierda. Mapa estructural a la base de la Fm. Vaca Muerta en el área de estudio. Se observan en negro los pozos del legado histórico, previos a
la perforación del Piloto. Derecha. Intersección horizontal ubicada a unos 130 m por encima de la base de la Fm. Vaca Muerta en volumen horizontalizado a
la misma superficie, se ilustra la dirección de progradación del sistema.
se asocia a un importante cambio en el espesor de las eva-

poritas de la Fm. Auquilco, de carácter regional (Figura 3).

Caracterización del reservorio

En el área de estudio, el espesor orgánico de la Fm.
Vaca Muerta, definido a partir de un cut-off de COT>2%,
muestra un incremento de 200 m a 240 m de sudeste a no-
roeste. Esta variación responde a la naturaleza progradante
del sistema deposicional. Este incremento de espesor en la
sección de interés implica inevitablemente que en los sec-
tores más distales del área de estudio algunos intervalos de
navegación se sumen a los existentes en áreas proximales
y, de este modo, surge la necesidad de identificar la exten-
sión areal de cada intervalo y caracterizarlo en cuanto a
propiedades petrofísicas y geomecánicas.
Además, la madurez térmica de la formación disminu-
ye de sudoeste a noreste a medida que la unidad se someri-
za hacia el flanco oriental del Bajo de Añelo.
De todo esto se desprende que el diseño del plan de
delineación debió necesariamente contemplar la gran he-
terogeneidad del reservorio, tanto térmica como espacial
y estratigráfica, a fin de garantizar una suite de datos está-
ticos convenientemente distribuidos para llevar a cabo su
óptima caracterización.
Como parte de la delineación de la Fm. Vaca Muerta
en el área, se ha efectuado un intenso plan de toma de
datos estáticos y dinámicos mediante la perforación de 4 Figura 4. Mapa estructural a la base de la Fm. Vaca Muerta en el área de
pozos verticales y 23 horizontales distribuidos estratégica- estudio que ilustra la ubicación de los pozos que se estudian en este trabajo.
mente a lo largo del área. Los datos estáticos incluyeron set la sección progradante de la Fm. Vaca Muerta. Su
completo de perfiles eléctricos, análisis de cuttings, testigos espesor promedia los 29 m. Se lo encuentra en gran
laterales rotados y 233 m de corona continua. Además, se parte del área excepto en las regiones más proxima-
efectuó el monitoreo microsísmico de las fracturas hidráu- les del sistema.
licas de tres pozos horizontales navegando en tres interva- Nivel 4: con un espesor promedio de 34 m, es el intervalo
los distintos en una misma locación y se llevó a cabo un de interés con menor extensión areal del sistema
proyecto de adquisición sísmica full-fold, proporcionando progradante, se encuentra presente en la porción
una cobertura completa del área de estudio de alta calidad. más occidental del bloque.
La figura 4, ilustra la ubicación de estos pozos y los datos Nivel 5: Este intervalo constituye el más somero de todos
sobre los que se centrará este trabajo. los estudiados, se desarrolla arealmente en la mitad
El análisis integrado de esta nueva información ha distal del bloque. Su espesor es muy variable, pro-
permitido caracterizar la heterogeneidad del reservorio e media los 27 m. Constituye el intervalo con menor
identificar múltiples niveles de navegación cuya distribu- PhiT de toda la sección orgánica.
ción varía a lo largo del bloque en íntima relación con el Es clave destacar que el contenido de COT y el porcen-
sistema deposicional. De este modo, los niveles de nave- taje de arcilla disminuyen desde los niveles más profundos
gación desarrollados en las secciones agradantes de la Fm. a los más someros, como así también se observan cambios
Vaca Muerta están presentes en todo el bloque mientras mineralógicos de base a tope de la sección; mientras que el
que aquellos contenidos en la sección progradante están contenido de cuarzo y feldespato decrece, el contenido de
restringidos a determinadas áreas. Así, se han diferen- carbonato se incrementa.
ciado dentro del bloque zonas en las que solo están pre- En la figura 6 se muestran los resultados del análisis de
sentes 2 niveles de navegación y otras en las que llegan Difractometría de Rayos X (DRX) efectuado en muestras de
a desarrollarse hasta 5. Estos intervalos poseen patrones corona y testigos laterales de dos pozos del piloto (pozos
de apilamiento, propiedades petrofísicas y geomecánicas A y B, respectivamente) y se identifican los 5 niveles de
diferentes que posiblemente afecten el crecimiento lateral navegación en diferentes colores. Se observa que el nivel
y vertical de las fracturas hidráulicas, condicionando a su 1 muestra la mayor participación de cuarzo y feldespato
vez el espaciamiento entre pozos en cada intervalo. en detrimento del contenido de carbonato. Tanto el Nivel
1 como el Nivel 2 muestran los mayores porcentajes de
arcillas mientras que el Nivel 3 expone el más alto conte-
Identificación de niveles de navegación nido de calcita y dolomita. Los niveles 4 y 5 se encuentran
escasamente muestreados dado que no se encuentran de-
Un intervalo o nivel de navegación se define en este tra- sarrollados en el pozo A y solamente se cuenta con datos
bajo por presentar buenas propiedades petrofísicas, es decir de algunos testigos rotados del pozo B. Si bien se observa
alta porosidad y baja saturación de agua, y baja intensidad la misma tendencia que en el nivel 3, no se tomarán como
de interfases o intercalaciones de roca frágil-dúctil en un concluyentes los resultados arrojados por el DRX en los
espesor de al menos 20 m. Idealmente, y en base a estudios niveles más someros.
realizados de alto de fractura hidráulica (Ortiz et al., 2016)
y datos dinámicos obtenidos, se estima que el espesor de-
seable de cada intervalo debería alcanzar los 25 a 30 m. De
este modo, en el área de estudio se han identificado 5 in-
tervalos, definidos en base a sus propiedades petrofísicas y
geomecánicas y a la heterogeneidad interna que presentan.
Los intervalos se enumeran a continuación y están repre-
sentados en el perfil esquemático de la figura 5.
Nivel 1: conocido coloquialmente como “La Cocina”, es el
nivel con mejores propiedades petrofísicas y menor
intensidad de interfases. La porosidad total prome-
dio (PhiT) es máxima y la saturación de agua total
(SwT), mínima, por lo que presenta el mayor stora-
ge de hidrocarburo de toda la sección orgánica. El
contenido de Carbono Orgánico Total (COT) es el
máximo registrado, llega al 8%. Este intervalo se en-
cuentra en la sección basal agradante de la Fm. Vaca
Muerta, por lo cual se halla presente en la totalidad
del área de estudio y su espesor se mantiene mayor-
mente constante, en un promedio de los 31 m.
Nivel 2: este intervalo posee excelentes propiedades petro-
físicas y escasa presencia de interfases. Este nivel,
junto con el nivel 1, se encuentra presente en todo
el bloque con un espesor que ronda los 30 m. Figura 5. Perfil esquemático simplificado en donde se identifican los distintos
Nivel 3: constituye el intervalo de interés más profundo de intervalos de navegación que se distinguen en el área de estudio.
A la hora de definir los distintos niveles de navegación, La figura 7 muestra los histogramas de ocurrencia de la
resulta de gran interés lograr un entendimiento de la dis- porosidad orgánica versus la inorgánica e inorgánica versus
tribución de los componentes que conforman cada uno los distintos tipos de arcillas muestreadas en la corona del
de los niveles. Los estudios de microscopía electrónica de pozo A. También se incluyen, a modo de ejemplo, algunas
barrido realizados sobre 25 muestras, distribuidas a lo largo imágenes de Microscopio Electrónico de Barrido (MEB) en
de la corona continua del pozo A, dieron datos ilustrativos muestras de la corona ilustrando: A) Porosidad asociada a
sobre los tipos de partículas constituyentes del shale y su illita-smectita y materia orgánica, con mayor ocurrencia
tipo de poros, tanto orgánicos como inorgánicos, para los en el nivel 1. B) Porosidad inter-partícula (illita), común-
tres niveles de navegación más profundos. A grandes ras- mente encontrado en los niveles superiores. C) Porosidad
gos, los principales constituyentes de este shale son granos inter-partícula entre restos de cocolitos, presentes en toda
detríticos de cuarzo y feldespato tamaño limo, partículas la columna, más abundantes hacia niveles superiores, no
de origen volcánico, restos fósiles (cocolithos, radiolarios, hay registro de materia orgánica. D) Porosidad orgánica,
saccocomidos, espículas, pellets), arci-
llas (caolinita, illita/illita-smectita) y
materia orgánica (Smith, 2017).
Se realizó la caracterización de los
niveles y la descripción a escala micro
del reservorio en general. Además, se
intentó estimar semicuantitativamente
la ocurrencia de los tipos de arcilla a lo
largo de la sección de interés, como así
también los tipos de poros encontrados
tanto orgánicos como inorgánicos.
De este análisis se desprende que la
porosidad inorgánica aumenta en pro-
porción hacia los niveles de navega-
ción 2 y 3, mientras que la asociada a
la materia orgánica aumenta conside-
rablemente hacia la base (nivel 1). La
caolinita, aunque presente en casi toda
la sección, presenta un claro aumento
en el nivel 1. Se presenta mayormente
en pellets, en general porosos, o como
clastos en cantidades variables a lo lar-
go de toda la columna, que pueden o
no mostrar porosidad. Además, se ca-
racterizó la ocurrencia de illita/illita-
esmectita. A nivel microscópico, estas
se observaron tanto asociadas con ma-
teria orgánica, como también en forma
de copos/láminas entre los granos; es
decir, como componente principal de
matriz sin materia orgánica asociada.
Dado que ambas presentaciones (aso-
ciadas versus no asociadas a la materia
orgánica) se asocian a tipos de poro-
sidades distintos, se caracterizaron
por separado. La itilta/illita-esmectita
como componente de matriz que no
está asociada a la materia orgánica se
presenta casi exclusivamente en las
secciones superiores (niveles 2 y 3).
Por otro lado, la illita/illita-esmectita
que se encuentra íntimamente ligada
a la materia orgánica, aumenta hacia
la base, junto con el COT. Por último,
las arcillas o partículas tamaño limo
de origen volcánico aumentan su ocu-
rrencia hacia la base de la sección, ma-
yormente presentes en el nivel 1.
Figura 6. Diagrama de Difractometría de Rayos X (DRX) obtenido en muestras de la corona del Pozo A y testigos rotados del pozo B. Las muestras correspondientes
a los distintos niveles de navegación se observan en distintos colores.
poros muy chicos hasta nanométricos. Presente en toda la registrados en todas las etapas de cada pozo horizontal (X
columna, aumentando su ocurrencia hacia la base (nivel en azul, Y en rojo y Z en amarillo) y proyectados de manera
1). E) Porosidad en materia orgánica y arcillas asociada a la horizontal sobre el monitor. El análisis de los histogramas
disolución de feldespatos, abundante en zonas con mayor revela la significativa diferencia, tanto en la cantidad como
contenido de material volcánico (nivel 1). F) Porosidad en en la dispersión vertical de eventos registrados en los nive-
Caolinita y en materia orgánica asociada, su mayor ocu- les 2 y 3 con respecto a las obtenidas en el nivel 1. Esto se
rrencia se da en los niveles basales. da en estrecha correspondencia con el mayor módulo de
En lo que respecta a las propiedades geomecánicas de Young estático y mayor contenido de carbonato de estos
los distintos niveles, puede constatarse una tendencia cre- intervalos. Cabe aclarar que los tratamientos aplicados a
ciente del Módulo de Young desde los niveles basales a los cada pozo fueron similares, a excepción de los volúmenes
someros, en íntima relación con el contenido creciente de agua inyectados, y que la secuencia de estimulación co-
de carbonato de calcio y decreciente de COT (Figura 5). El menzó por el pozo X, navegado en el Nivel 1, siguiendo el
comportamiento distintivo de cada nivel ante la estimula- pozo Z, navegado en el intervalo 3, y finalmente el pozo
ción hidráulica se pudo comprobar mediante el monitoreo Y perforado en el Nivel 2. La población de eventos corres-
microsísmico de todas las etapas de fractura de 3 pozos ho- pondientes al pozo Y, desarrollada en proximidad del Nivel
rizontales (pozos X, Y y Z), ubicados en la misma locación 3, está relacionada con dicha secuencia de estimulación. Es
y perforados cada uno en los 3 niveles de navegación más decir que al haberse modificado el estado de estrés original
profundos de la sección (Niveles 1, 2 y 3, respectivamen- de la roca mediante la estimulación del pozo Z, durante el
te). En la figura 8 se observan los perfiles principales del tratamiento del pozo subsiguiente (Pozo Y), se produjo una
pozo vertical monitor (Pozo A) con la sobreimposición de nueva perturbación de la zona previamente estimulada.
los histogramas ecualizados de los eventos microsísmicos En la figura 9 se muestra la dispersión horizontal de los
Figura 7. Izquierda. Histogramas de ocurrencia de porosidad orgánica e inorgánica versus los distintos tipos de arcillas muestreadas en el pozo A. Nótese que
las muestras no son equidistantes por lo que los espesores de los niveles no son los reales. Derecha. Imágenes de Microscopio Electrónico de Barrido (MEB)
en muestras de la corona. Ver explicación en texto.
eventos microsísmicos registrados en los pozos horizonta- menor contenido orgánico total serán mayores a los de po-
les X, Y y Z, coloreados por etapa de fractura. Nuevamente zos perforados en los intervalos más profundos, con mayor
se evidencia una clara diferencia en cuanto al desarrollo de COT y menor participación carbonática.
la nube microsísmica adquirida en el pozo estimulado en La descripción y caracterización sedimentológica de los
el Nivel 1 (más profundo) respecto de las obtenidas en los niveles de navegación va más allá del objetivo de este tra-
niveles más someros. bajo. Para ese fin se refiere al lector González Tomassini et
Si se toma como referencia a la respuesta microsísmica al. (2016, 2017).
ante el tratamiento de fractura, incluso teniendo en cuen-
ta los reparos que la metodología merece, resulta evidente
el comportamiento distintivo de cada nivel de navegación. Distribución areal de los niveles
Esta sin dudas constituirá una de las variables más signifi- de navegación
cativas en el diseño de la fractura y la definición del distan-
ciamiento de los pozos en la etapa de desarrollo del cam- Como se mencionó, la naturaleza y geometría del sis-
po, los cuales necesariamente deberán adecuarse a cada tema deposicional implican que no todos los niveles de
nivel. Esto es, los espaciamientos entre pozos perforados navegación se encuentren presentes en todo el área de es-
a los niveles más someros, con mayor módulo de Young y tudio; aquellos desarrollados en la porción agradante del
De este modo, los niveles 1 y 2 se encuentran en todo
el área de estudio; el nivel 3 está presente en gran parte del
área, excepto en la porción proximal del sector sur; el nivel
4 se halla restringido sector central y; finalmente, el nivel
5 se desarrolla en la mitad distal del área.
En la figura10 se muestran los perfiles de los pozos A
y B y la respuesta de los principales perfiles eléctricos en
cada uno de ellos. El primero, el pozo A, es representativo
de la mayor parte de la porción proximal del área de estu-
dio identificándose los niveles de navegación 1, 2 y 3. El
pozo B es considerado el más representativo de la porción
más distal del bloque, en él se hallan presentes todos los
niveles de navegación identificados.
Finalmente, en la figura 11 se muestra una sección
sísmica regional de orientación NW-SE, una sección de
impedancia acústica IP y un diagrama esquemático en los
que se evidencia la geometría del sistema progradante y
el desarrollo de los distintos intervalos de navegación en
cada porción del bloque. Se ilustra además la ubicación
de los pozos representativos A y B, ubicados en la porción
proximal y distal, respectivamente, así como otros pozos
Figura 8. Histogramas ecualizados de los eventos microsísmicos registrados de referencia intermedios.
en todas las etapas del Pozo X (azul) navegado en el Nivel 1, el Pozo Y (rojo)
perforado en el Nivel 2 y el Pozo Z (negro) atravesando el Nivel 3. Todos se
encuentran proyectados en forma horizontal sobre los perfiles del pozo vertical
A (monitor), de izquierda a derecha: GR, Cruce de Passey, Módulo estático
Estrategia de desarrollo
de Young, interfases obtenidas a partir del GR e histogramas de eventos. Se
indica además, la equivalencia con las superficies definidas en la transecta En el paso de un bloque de la etapa de delineación a
regional Vaca Muerta T1-T2-T3 (González et al., 2016). La superficie T4 desarrollo deberán ser abordadas dos grandes considera-
queda, en el área de estudio, por encima de la zona de interés. ciones estratégicas, por un lado, el enfoque temporal o se-
cuencial que se le quiera dar al desarrollo y, por el otro, el
sistema se hallan en la totalidad del área mientras que los espacial o geométrico.
correspondientes a la sección progradante están sectoriza- Dado que la performance productiva de cada interva-
dos. Otro parámetro que se debe considerar es la variación lo no necesariamente es la misma, la estrategia temporal
lateral de las propiedades en un mismo intervalo, las cua- deberá decidirse en forma temprana. Esto implica resolver
les pueden a su vez condicionar su desarrollo. si se desarrollarán en forma simultánea todos los niveles
Figura 9. Vista en planta de los eventos microsísmicos registrados en cada pozo de tratamiento (X, Y y Z) coloreados por etapa de fractura. Se observan
respuestas significativamente distintas en particular en el pozo X perforado en el Nivel 1.
existentes en cada sector del campo o, por el contrario, ción y la estimulación de pozos concatenada, avanzando
comenzará con aquellos que muestren los mejores resul- en un único frente, beneficiaría la recuperación final de
tados. Un aspecto que no puede despreciarse es el riesgo cada pozo al minimizar la interferencia de cada uno con
asociado al desarrollo de niveles someros en forma tem- su antecesor vecino. Sin embargo, esta práctica implica,
prana dejando los profundos para una etapa posterior, aun un mayor riesgo asociado a la demora relativa de los datos
sabiendo que la perforación y posterior estimulación de de producción respecto del frente de avance de la perfo-
un pozo por debajo de una zona previamente estimulada ración. Otra alternativa constituye el avance diversificado
podrían verse comprometidos. Esto se debe principalmen- en distintas zonas del bloque. Con este enfoque se logra-
te a los problemas operativos que podrían ocasionarse al rían mitigar problemas operativos y anticipar enganches
perforarse a través y por debajo de una zona depletada y, de pozos, aunque implicaría la pérdida de área de drenaje
principalmente, a las complicaciones logístico/operativas en zonas aledañas a las porciones perforadas y depletadas.
suscitadas a partir de la estimulación
hidráulica en una zona inferior a otra
ya estimulada y luego producida du-
rante un tiempo.
Por otro lado, a partir de la distribu-
ción areal de cada nivel se desprende
que la estrategia espacial a adoptarse en
la etapa de desarrollo del campo deberá
adaptarse necesariamente a la cantidad
de niveles de navegación presentes en
cada sector. Esto implica que cada por-
ción del bloque deberá tratarse de for-
ma independiente.
A partir de los estudios realizados,
se interpreta que el comportamiento
de cada nivel de navegación ante la
estimulación hidráulica es distinto;
aquellos intervalos con mayor conteni-
do orgánico evidencian un menor cre-
cimiento y, por ende, se requerirá un
menor espaciamiento entre los pozos
navegados en cada intervalo. Ahora
bien, como el distanciamiento óptimo
de pozos es una variable intrínseca de
cada nivel, existe un gran número de
configuraciones geométricas posibles
a fin de evitar interferencias durante
la perforación, estimulación y produc-
ción de varios intervalos en simultá-
neo. Las configuraciones lógicamente
se complejizan a medida que se suman
niveles de navegación.
Dicho esto, en cada sector del blo-
que deberán elaborarse distintos esce-
narios potenciales considerando todas
las variables involucradas (número de
intervalos que se desarrollarán, espa-
ciamiento de pozos en cada intervalo,
distancia vertical entre niveles que se
desarrollará, diseño de estimulación hi-
dráulica, etc.). En las porciones proxi-
males la configuración geométrica de
pozos resultante será siempre más sim-
ple que en aquellas áreas del bloque en
donde se desarrollen 4 y hasta 5 niveles
de navegación.
Finalmente, también deberá adop-
tarse una estrategia con respecto al tipo
de avance del desarrollo. La perfora-
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Figura 10. Perfiles tipo de: Derecha) Pozo A, representativo de la porción proximal del bloque, e Izquierda) Pozo B, representativo de la porción más distal del
bloque. Se ilustran en los diferentes tracks de izquierda a derecha: GR, Cruce de Passey (DT/ AT-90), Módulo estático de Young, Porosidad Total interpretada,
Saturación de Agua Total interpretada y cuantificación de interfases a partir del perfil de GR.
desafío sin precedentes dado que la determinación tem-

Consideraciones finales prana en la estrategia de desarrollo del bloque, con todas
sus implicancias, impactará directamente en la logística y
Como resultado de la integración y el análisis de toda la economía global del proyecto.
la información adquirida durante la etapa de delineación
del área de estudio se han logrado identificar dentro de la
sección orgánica de la Fm. Vaca Muerta hasta 5 intervalos Agradecimientos
de navegación con características distintivas. Agradecemos a las autoridades de YPF S.A. por permi-
El desarrollo areal de cada intervalo está controlado tir la publicación de este trabajo, a Damián Hryb y David
por la naturaleza progradante del sistema deposicional. De Giunta por la lectura crítica del manuscrito y los aportes
este modo, algunos sectores del área presentan 2 niveles realizados y a Ricardo Manoni por las valiosas sugerencias
de navegación mientras que otros se caracterizan por el realizadas. Finalmente, agradecemos a los revisores que
desarrollo de hasta 5 intervalos. contribuyeron a enriquecer este trabajo.
A partir de la distribución areal de cada nivel, se de-
termina que la estrategia, tanto temporal como espacial,
que se adopta en la etapa de desarrollo del campo debe Referencias
adaptarse necesariamente a la cantidad de niveles de na- Brisson, I. y R. Veiga, 1999, “Gira de Campo en tres módu-
vegación presentes en cada sector. Esto implica que cada los: Cuenca Neuquina, Provincias del Neuquén y Men-
porción del bloque deberá tratarse de forma independiente doza, Patagonia Septentrional – Argentina”. Guía de la
aunque enmarcada dentro de la estrategia global de desa- escuela de campo interna, Repsol-YPF.
rrollo del campo.
Finalmente se concluye que los múltiples intervalos Cristallini, E. O., J. M. Martínez, E. Sánchez, S. Periale Gó-
estratigráficos identificados y testeados durante el plan de mez y A. Loncarich, 2005, “Evaluación estructural del
delineación del área representan un enorme potencial de bloque Bandurria (Provincia del Neuquén, Argentina)”.
recursos de shale oil en la cuenca. Su desarrollo implica un YPF, (inédito), 73 p., Buenos Aires, Argentina.
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Petrotecnia 3 - 2019 | • 61
Figura 11. Sección regional de orientación NW-SE que ilustra la geometría del sistema y los distintos niveles de navegación identificados en el bloque. Arriba)
Sección sísmica en profundidad horizontalizada al marker Intraquintuco. Centro) Sección de impedancia IP. Abajo) Esquema simplificado de correlación de
los niveles de navegación 1 a 5.
Gangui, A. y M. Grausem, 2014, “Tectonismo y estilos es- of carbonate depositional sequences, Upper Jurassic - Lower
tructurales en el Engolfamiento Neuquino: Implican- Cretaceous, Neuquén Basin, Argentina, in: Bero, B.R., and
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Análisis en la capacidad
Tema de tapa
de almacenamiento de gas
a partir del uso

de registros de pozo.
Ejemplos en la Fm. Vaca Muerta
Por Ricardo Veiga, Alejandro Bande, Eduardo Micucci, Alfonso Mosquera, Carlos Macellari (Tecpetrol)
E
l análisis de los recursos en un reservorio no conven-
cional es objeto de estudio dado que existen diferen-
tes aproximaciones para abordar esta problemática y
cada compañía puede utilizar diferentes criterios en distin-
tas etapas de un proyecto. En aspectos muy amplios, los
diferentes métodos se pueden agrupar en dos grandes ca-
tegorías: 1) análisis volumétrico y 2) evaluación de pozos
tipo. La primera se basa en la estimación de área, el espesor
productivo, la porosidad, saturación de hidrocarburos, el
factor volumétrico y/o factor de expansión del gas. La se-
gunda aborda la problemática a partir de la declinación de
curvas producción.
Este trabajo se enfoca en el primer método, debido a
que es el más usado durante la fase exploratoria y puede
ser calculado con información pre-existente (registro de
pozos antiguos e información geoquímica básica) que no
reviste un carácter confidencial. Por el contrario, el segun-
Este trabajo fue presentado en el Simposio de Recursos do método requiere del análisis de historia de producción
No Convencionales, “Hacia una nueva convención”, y/o ensayos, lo cual conlleva una demora en el tiempo,
durante el 10o Congreso de Exploración y Desarrollo son datos menos accesibles y dependen de aspectos opera-
de Reservas del IAPG, realizado en Mendoza, noviembre tivos (largo de rama horizontal, número de fracturas y tipo
de 2018. de estimulación, entre otros).
Metodología de trabajo Con las curvas de PHIT, Sw y Bg se obtuvo una curva
de STO. Esta curva se utilizó como un elemento de análisis
Para el análisis volumétrico se realizó un estudio de que, junto con los datos geoquímicos y la evaluación geo-
la capacidad de almacenamiento (STO) en la Formación mecánica, ayudan a definir los niveles de mejor potenciali-
Vaca Muerta. La STO se define como el producto entre la dad para navegar. Asimismo, las curvas de STO de diferen-
porosidad (PHIT) y la saturación de hidrocarburos (SHc) tes pozos fueron correlacionadas para reconocer cambios
dividido por el factor de expansión del gas (Bg)(o el factor laterales y variaciones dentro de la zona de alto COT.
volumétrico en caso de petróleo-Bo). Esta propiedad fue Posteriormente, se realizó una cuantificación de los va-
calculada en 20 pozos de la Cuenca Neuquina ubicados lores de STO para definir valores P90/ Mean/P10 en los
en la zona de gas seco (Figura 1). El objetivo era identificar distintos sondeos. Finalmente, se aplicaron estos valores al
las regiones de mayor STO y ver las variaciones existentes área de drenaje de un pozo para obtener un valor de pro-
dentro de un mismo pozo para definir potenciales niveles ducción acumulada por pozo (EUR) y cuantificar la chance
de navegación. de éxito comercial de un proyecto no convencional.
El flujo de trabajo consistió de cinco pasos:
1) Determinación del COT
2) Estimación del volumen de arcilla Determinación del COT
3) Cálculo de PHIT y Sw
4) Calculo de presión poral (PP) y Bg Existe una extensa lista de trabajos que tratan sobre
5) Obtención del STO este tema. No es la intención de este trabajo hacer un
Para ello se analizaron los tramos con alto contenido análisis de los diferentes métodos, simplemente se desea
de Carbono Orgánico Total (COT>2%) y sobre esta sección puntualizar en aquellos donde se ha obtenido una bue-
se realizó una estimación de la porosidad total (PHIT) y na correlación entre los datos de laboratorio y el análisis
saturación de agua (Sw) a partir de los registros de pozo. de registros. Para el cálculo de COT en la Formación Vaca
Paralelamente, se efectuó un análisis de la presión de poros Muerta se ha usado el método de Passey et al. (1990) y
(PP) y las respectivas temperaturas de formación (TEMP) también formulas empíricas que correlacionan el COT con
para calcular el factor de expansión del gas (Bg). la densidad (Figura 2).
Figura 1. Mapa de ubicación zona de estudio. Para realizar cálculos de la capacidad de almacenamiento (STO) se trabajó con datos de pozos ubicados dentro
de la ventana de gas seco.
La correlación entre el COT obtenido de laboratorio en de COT, sin embargo tuvieron regresiones (R2) más bajas
muestras extraídas y el COT obtenido con perfiles de den- en el orden del 0,15 al 0,30. De todas formas, este tipo de
sidad (RHOB) muestra una regresión (R2) entre un 0,67 y registros permitió identificar la presencia de un interva-
un 0,84 (Figura 3). En todos los casos se ha contado con lo de alto COT inmediatamente al Este del Dorso de los
datos de laboratorio que permitieron calibrar los cálculos Chihuidos, ubicado entre unos 270-300 m por arriba de
realizados. la base de la Formación Vaca Muerta, con un espesor de
El uso del perfil de Uranio y de perfiles mineralógicos aproximadamente de 100 m y un COT de 3,8% (Figura 4).
fue muy útil para visualizar las zonas de alto contenido Similar observación fue realizada por Marchal et al. (2016)
para la región de Sierra Chata.
Los estudios de fluorescencia de rayos x (FRX) mues-
Figura 3. Correlación COT obtenido a partir de perfiles de Densidad (TOC_

DEN) y datos de laboratorio (TOC_LAB). La regresión (R2) obtenida fue del
Figura 2. Ejemplo de calibración de COT mediante método de Passey et al. 74%. Los puntos de diferentes colores representan las secciones en que fue
(Pozo#1) y mediante correlación Densidad (RHOB) versus COT (Pozo#2). subdividida la Formación Vaca Muerta.
Figura 6. Correlación COT medido en laboratorio (eje X) y la inversa de la
densidad 1/RHOB (eje Y). Este gráfico permite obtener de manera sencilla
un valor de densidad de matriz, densidad de carbono orgánico y densidad
de kerógeno.
Figura 4. Correlación COT y Perfil de Uranio (U). Notar que las zonas de alto
COT se correlacionan cualitativamente con los intervalos de alta concentración ayudó a cuantificar dos parámetros: la densidad de matriz
de Uranio. En este pozo se observan dos secciones de alto COT y alto U. y la densidad del kerógeno. El análisis fue efectuado para
7 pozos ubicados en diferentes ventanas de fluidos y dife-
rente grado de madurez para todo el intervalo de alto COT.
tran que las zonas de alto COT de la sección basal de la F. De acuerdo con este análisis, los valores de densidad
Vaca Muerta coinciden con un aumento en la presencia de de matriz oscilan entre 2,54 y 2,66 g/cm3, la y la densidad
S, Mo, Mn y V indicando fuerte condiciones reductoras y de kerógeno entre 0,95 a 1,56. Para este trabajo se tomó
la depositación en aguas estratificadas anóxicas y con pre- una media de 1,28 g/cm3 (Figura 6).Valores similares fue-
sencia de SH2. Estas condiciones disminuyen en posiciones ron informados por Bernhart et al. (2017), quien obtuvo
estratigráficas más altas indicando una disminución en las una densidad de kerógeno de 1.3 g/cm3. Es de destacar
condiciones de estratificación de las aguas (Figura 5). que no se encontró relación entre la madurez de la ma-
Una vez realizada la determinación de COT se debe teria orgánica y los valores de densidad de kerógeno. Esto
transformar esta masa a volumen de kerógeno (Vker), puede deberse a dos aspectos: el uso de valores promedios
dado que este parámetro tendrá un fuerte impacto en la para caracterizar a toda la sección de alto COT y los cam-
porosidad total de la roca. Para ello se procedió a graficar bios composicionales en las características de la materia
en diferentes pozos la relación de COT medido en labora- orgánica en diferentes sectores de la cuenca. Un análisis
torio con la inversa de la densidad (1/RHOB). Este gráfico de mayor detalle en las diferentes secuencias de la F. Vaca
Figura 5. Correlación entre los intervalos de alto COT y la presencia de Azufre (S), Molibdeno (Mo), Manganeso (Mn), Vanadio (V) y Zinc (Zn). Nótese la
correspondencia entre la zona de alto COT con una alta concentración de Uranio (U) y alto contenido de Materia Orgánica (WCMAT) obtenido a partir de perfiles
mineralógicos.
De acuerdo con estos valores, la masa de carbono or-
gánico que fue transformada a hidrocarburos es de 56
mgHC/gRoca, lo cual representa una variación del 10 % en
Tabla 1. Conversión de relación en peso de COT a VKer en la zona de Fortín de el volumen total de la roca.
Piedra (Centro de Cuenca) y Dorso de los Chihuidos. COT (carbono orgánico
total en %), VKer (volumen de kerógeno en V/V), COTo (carbono orgánico
original en %), VKero (volumen de kerógeno original en V/V) diferencial de
volumen (VKero-Vker) y tasa de transformación (TR). Cálculo del Volumen de Arcilla (VCLAY)
Para el cálculo del volumen de arcilla se utilizó el perfil
de rayos gama (GR) por estar disponibles en la mayoría
Muerta debería ser realizado para definir una de estas dos de los pozos analizados. El problema con el GR es que en
opciones. secciones con alto contenido en U se obtiene valores de
Con los valores obtenidos de densidad de matriz y VCLAY mayores a los reales. Para evitar este efecto se pro-
densidad del kerógenose se procedió a calcular el volumen cedió a corregir el valor de GR (Figura 7). Para el GRtoc se
ocupado por el kerógeno (Vker), para ello se consideró una utilizó un valor de 260°API en base correlaciones entre la
densidad promedio de 1,28 g/cm3. Este análisis se efectuó inversa del COT (1/COT) y GR (valores de hasta 500°API
para la región de Fortín de Piedra y Dorso de los Chihui- son informados). Finalmente, con el perfil de GRcorr se
dos, (Tabla 1). A modo de ejemplo en el sondeo Fortín procedió con la estimación del VCLAY.
de Piedra x-1 el COT medido equivale a un promedio de Los estudios de difracción de rayos X (DRX), en la sec-
3,26% en peso, que pasado a volumen representa un 7,3% ción de alto contenido en COT, muestran que el porcenta-
del volumen total de la roca. Si estos valores de COT ac- je en peso de la fracción arcilla rara vez supera el 30%. Por
tuales son restituidos a sus valores originales (COTo) con el lo tanto se ha tratado hacer coincidir la curva de VCLAY
empleo de la técnica de Peters et al., (2005) y Chen y Jiang obtenida con los datos de DRX y con la información sumi-
(2016) el porcentaje en masa de carbono orgánico original nistrada por el perfil mineralógico cuando se encontraba
representa un 8,5% y el volumen equivalente alcanza el disponible. Los resultados obtenidos muestran que para el
17% del total de la roca. Para el cálculo de COTo se ha intervalo rico en COT, la Formación Vaca Muerta presenta
utilizado un Índice de Hidrogenooriginal (IHo) entre 750 un VCLAY del 20% (media) con una relación P90/P10 en-
a 800 mgHc/gCOT. tre el 11% y el 30%, respectivamente (Figura 8).
Figura 7. A) Efecto del U sobre el GR y sobre la estimación del VCLAY. Nótese que el registro de GR puede estar sobreestimando el volumen de arcillas
calculado. Para evitar este efecto se debe introducir una corrección en el GR para obtener un GR corregido (GRcorr). Con ese nuevo registro se obtiene una
mejor estimación del VCLAY. B) Relación 1/COT vs GR para calcular GRtoc. En este ejemplo ese valor se aproxima a 260°API.
información obtenida a partir de perfiles de resonancia
magnética nuclear (NMR), del cual se obtuvo las porosi-
dades total (PHITnmr) y efectiva (PHIEnmr). Estos datos se
usaron para comparar la PHIT obtenida a partir del perfil
RHOB con la PHITnmr.
En términos generales, la Formación Vaca Muerta pre-
senta una porosidad total del 11% (Media) con una distri-
bución P90/P10 entre un 6% y un 16%. La relación P90/P10
ronda en 2,85 y los cocientes Media/P90 y P10/Media varían
entre 1,98 y 1,41, respectivamente. En los perfiles analizados
se observó que para los pozos ubicados en la porción sur de
la zona de estudio existe un incremento de la PHIT hacia
la base de la unidad, mientras que, en el sector norte, esta
gradación no es evidente. Por otro lado, en todos los casos
se observa una buena correlación entre los valores de PHIT
y la Impedancia P (Zp) obteniendo ecuaciones lineares con
regresiones (R2) superiores al 75% (Figura 9).
La distribución de la porosidad promedio muestra una
disminución de los valores de PHIT hacia la región con
menor espesor de la sección rica en COT(Figura 10).
Para la Sw se utilizó la fórmula de Archie (1942). El va-
lor de m usado osciló entre 1,8 y 2 mientras que el valor de
n fue 2. La fórmula de Archie tiene limitaciones en rocas
arcillosas atento al incremento del volumen de agua rete-
nida por las arcillas. En línea a esta observación, trabajos
realizados por Kim et al. (2016) demuestran que las ecua-
ciones de Archie (1942) y Waxman y Smits (1968) tienden
a dar valores más altos a los reales. Por lo tanto, este pará-
metro fue analizado como un escenario pesimista para la
posterior estimación de STO.
Para el dato de resistividad de agua de formación se
usó la información de los ensayos de flowback, los que ha-
bitualmente daban valores se salinidad entre 100.000 y
150.000 ppm de cloruro de sodio. Este dato coincide con la
salinidad informada por Bernhardt et al. (2017) de 116.000
ppm. En un solo pozo se ha observado salinidades en el
orden de 70.000 ppm.
Figura 8. A) Diagrama ternario que muestra la relación Arcilla-Sílice- En los pozos analizados se observó un incremento en
Carbonatos en diferentes pozos. La mayoría de las muestras analizadas tienen la Sw hacia términos estratigráficos más altos dentro de
un porcentaje de arcillas inferior al 40%, B) Correspondencia entre el perfil la Formación Vaca Muerta. Estas observaciones tienden
mineralógico y los estudios de DRX que muestra un muy buen ajuste de los
datos. C) Estimación del VCLAY mediante GRcorr y el perfil mineralógico
a ser coincidentes con los valores obtenidos del perfil de
que muestra valores similares de ajuste. Perfiles mineralógicos y VCLAY resonancia magnética (NMR), los cuales muestran un in-
calibrados con datos de DRX. cremento en el volumen de agua no móvil hacia el tope de
la unidad en consonancia con caídas en el perfil de resisti-
vidad (Figura 11). Debido a la falta de datos de coronas es
Cálculo de Porosidad (PHIT) imposible realizar una calibración de este parámetro, por
y Saturación de agua (Sw) lo tanto debe ser tomado como un factor de alta incerti-
dumbre y tiene la finalidad de hacer un uso principalmen-
Para el cálculo PHIT y Sw se emplearon los siguientes te comparativo entre pozos.
datos de entrada: porosidad neutrón (NPHI), densidad
(RHOB), sónico (DT), resistividad profunda (Rt), resistivi-
dad somera (Rs), temperatura (Temp), volumen de arcilla
(VCLAY), COT transformado a volumen (VCOT) y volu- Determinación de la presión poral
men de minerales pesados (VHVY). El método de porosi- y factor de expansión de gas
dad usado fue a partir del perfil de densidad (RHOB) y el
método para el cálculo de Sw fue la ecuación de Archie. El análisis de la presión poral fue realizado con el ob-
Lamentablemente no se cuenta con datos de corona para jeto de ajustar los valores de expansión de gas (Bg). Para
calibrar la PHIT y la SW, por lo tanto deben considerar- este cálculo se utilizó el método de Eaton (1975) calibrado
se como valores preliminares que necesitan ser calibrados con la densidad de ahogo que se obtiene en los partes de
con datos de laboratorio. En dos sondeos se contó con perforación (Loza Peirano, 2004).
Figura 9. A) Ejemplo de evolución de PHIT versus Profundidad en un pozo ubicado en la zona Norte (Dorso de los Chihuidos y correlación entre PHIT y Zp
(impedancia acústica). B) El mismo caso, pero para un pozo ubicado en el ámbito de centro de cuenca. Nótese que en ambos ejemplos se obtuvo una buena
correlación entre PHIT y Zp.
Por cada pozo se grafica una tendencia de compacta- K = Constante de Eaton (habitualmente es 2, pero se cali-
ción de arcillas a partir del perfil sónico (DT). A esta cur- bra con la densidad del lodo de perforación)
va de compactación normal (obtenida a partir del DT) se
la denomina DTN (Figura 12). Luego se realiza un cálculo El proceso de análisis consistió en determinar la pro-
del esfuerzo vertical a partir de los registros de densidad fundidad de inicio de sobrepresión y la magnitud de la
(RHOB) y de la presión hidrostática (PHy). Con estos cua- misma expresada en gradiente de presión poral. El análisis
tro datos de entrada: DT, DTN, Sv y PHy se aplica la ecua- realizado en 28 sondeos muestra que la zona de sobrepre-
ción de Eaton (1975) y se obtiene la presión poral: sión se inicia a una profundidad entre -1000 a -1800 mrnm
PHy = DEPTH*3.28*0.465 y magnitud varían desde 0,6 a 0,9 psi/ft (Figura 13).
Sv = ∑0.052*8.34*RHOB*DEPTH*3.28 Con el dato de presión poral y de temperatura se calcu-
PP = Sv- {Sv-[PHy*(DTN/DT)^k]} ló el factor de expansión del gas (Bg), dado que este factor
tiene un fuerte impacto en los recursos de gas calculados.
Donde: Para la estimación este parámetro se consideró solo la pre-
PHy = Presión hidrostática (psi) sencia de gas metano con el fin de trabajar con un solo
DEPTH = Profundidad (metros) factor de compresibilidad. La fórmula usada para obtener
3,28 = Factor de conversión metros a pies, 0,465 = gradien- el Bg es la siguiente:
te hidrostático [psi/ft] Bg = (z*T _res °R*Psup)/(T _sup*PP)
Sv = Esfuerzo vertical (psi) Z = Coeficiente compresibilidad metano = 1,17
RHOB = Densidad medida en perfiles T_res (°Rankine) = Temperatura en condiciones de re-
PP = Presión poral (psi) servorio
DTN = Tiempo de tránsito sónico en arcillas con compac- P_sup: Presión en superficie = 14.65 psi
tación normal [usec/ft] T_sup (°Rankine) = Temperatura en superficie
DT = Tiempo de tránsito sónico medido en perfiles [usec/ft] PP = Presión Poral
Donde:
PHIT = Porosidad total calculada
Sw = Saturación de agua calculada
Bg = Factor de expansión del gas (rcf/scf)
De esta manera se puede generar una curva de STO por

cada pozo y es posible identificar las zonas con mayor ca-
pacidad de retención en una sección vertical y visualizar
variaciones laterales al correlacionar diferentes pozos (Fi-
gura 14).
El cálculo de STO realizado en 12 pozos ubicados den-
tro de la ventana de gas seco, indica que la sección de alto
COT en la Formación Vaca Muerta contiene un volumen
in place promedio de 1.5MMcf /acre*ft (P90/P10 = 0.8 y
2.1MMcf/Acre*ft). La correlación de los valores de STO con
la RHOB muestra que existen dos poblaciones que presen-
tan regresiones lineares. Estas regresiones pueden usarse
como una estimación aproximada para determinar los va-
lores de STO (Figura 15). Los pozos ubicados en la pobla-
ción con menor pendiente son los que tienen una menor
densidad en la formación Vaca Muerta y, habitualmente,
son los que presentan una menor capacidad de almacena-
miento. Además, se observa un conjunto de pozos con una
roca de mayor densidad, que se alinean en una recta de
mayor pendiente y que contienen una mayor STO.
Las regresiones encontradas fueron las siguientes:
STO = 20177-7637*RHOB R2= 84%
STO = 13126-5149*RHO B R2= 67%
Donde:
RHOB = Densidad (g/cm3)
STO = Almacenamiento (Mcf/Acre*ft)
De igual forma, cuando se realiza un gráfico entre COT

y STO se observa que la mayoría de la muestras caen en un
triángulo definido por dos ecuaciones lineares. Estos lími-
tes superior e inferior pueden considerarse los extremos en
la distribución de STO estableciendo una ecuación prome-
dio que pasa por la zona de mayor frecuencia (Figura 15).
Las ecuaciones obtenidas fueron:
STOmax = 605*COT
STOmed = 340*COT
STOmin = 125.7*COT
Donde:
Figura 10. Escenarios de PHIT y su relación con el mapa de espesor rico en STO = Capacidad de almacenamiento (Mcf/Acre*ft)
COT de la F. Vaca Muerta. A) Mapa original que muestra valores de PHIT COT = Porcentaje en peso
promedio. Los pozos 1y 2 tienen valores de PHIT altos, debido a perfiles
RHOB de mediana calidad (RHOB derivadas de registros sónicos). B) Nuevo
mapa obtenido con valores normalizados de RHOB. C) Mapa regional de
espesor con COT>2% en la Formación Vaca Muerta. Chance de éxito comercial
Uno de los aspectos críticos que se pretendía cuanti-
ficar era la chance de éxito de un proyecto no conven-
Cálculo de la capacidad cional. Debido al carácter continuo de la mineralización,
de almacenamiento generalmente se piensa que este tipo de proyectos tiene
poco riesgo. Cabe aclarar que los elementos y los procesos
Con los datos calculados de PHIT, Sw y Bg se procedió que se ponderan en la matriz de riesgo de un proyecto con-
a calcular la curva de capacidad de almacenamiento (STO) vencional no aplican para un proyecto no convencional.
a través de la siguiente fórmula: Generalmente se considera que el riesgo principal de
STO=[PHIT*(1-Sw)*43.56]/Bg[Mcf/acre*ft] un proyecto no convencional se focaliza en la productivi-
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Figura 11. El aumento en la Sw al tope de la sección con alto COT coincide con cambios en el registro de resistividad, sónico y densidad. Este aumento en la
Sw también es observado en el perfil NMR como un aumento en el volumen de agua no móvil.
dad del reservorio y el recurso estimado por pozo (EUR). Si tendrían un riesgo menor (o chance de éxito más alta) que
no existen datos de pozos vecinos, este parámetro puede los proyectos convencionales y, por lo tanto, son conside-
considerarse con un chance de 50% de ocurrencia. Bajo rados de “poco riesgo”. Sin embargo, las chances de éxito
este aspecto, los proyectos no convencionales casi siempre comercial se reducen notablemente.
Figura 12. A) Tendencia de compactación normal (DTN) y datos de DT. La zona donde DT>>DTN es una sección sobrepresionada. La profundidad H indica el
tope de la zona sobrepresionada mientras que la separación entre DT y DTN (∆Dt) es proporcional a la magnitud de la sobrepresión. B) Ejemplos de curvas de
DTN para diferentes pozos en distintos sectores de la cuenca. Los pozos ubicados en las cercanías del Dorso de los Chihuidos presentan una curva de DTN con
menores tiempos de transito sónico que permite inferir una remoción de sedimentos en el orden de los 2000 m.
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Figura 13. A) Mapa al tope de la sección sobrepresionada. B) Mapa de gradiente de presión poral a la base de la Formación Vaca Muerta.
Por ejemplo si se toma un pozo horizontal con largo de rían que ese pozo tiene un OGIP de 18 BCF. Si a esto se le
rama de 2000 m, distanciamiento entre pozos de 225 m, aplica un factor de recobro entre un 20% y un 40% (P90/
considerando que la estimulación hidráulica contacta un P10), el valor de recursos recuperable (EUR) se aproxima a
espesor de capa de 50 m. Los cálculos volumétricos indica- 5.6Bcf (P90/P10=2.8/9.0). Si el límite comercial ronda en
Figura 14. Identificación de zonas de alto STO en diferentes sondeos.
Figura 15. A) Correlación STO versus RHOB. Se observa dos regresiones. La regresión 1 representa a los pozos en donde la Fm. Vaca Muerta presenta mayor
RHOB y tienen los mayores valores de STO. La regresión 2 comprende al grupo de pozos con menor densidad y un menor valor de STO. B) Correlación STO
versus COT. Se observa una región limitada por dos ecuaciones lineares que abarcan a la totalidad de puntos muestreados (R1 y R3). La recta R2 se ubica en
la región de datos con mayor frecuencia. Dado un valor de COT actual puede llegar a ser predefinido el rango en el valor de STO.
Figura 16. Ejemplo de evaluación volumétrica de pozo tipo asumiendo área de drenaje de 0,45 km2, espesor estimulado de 50 m, PHIT=11%, Sw=30%
Bg=310 scf/rcf y factor de recobro (RF) de un 30%. Con estos datos de entrada el EUR del pozo tipo sería 5.6 Bcf. Nótese que si el límite comercial es truncado
a 6 Bcf, la chance de éxito pasa del 50% (geológica) al 19% (comercial).
un EUR= 6Bcf =1MMboe, entonces la chance de éxito co- Agradecimientos
mercial se reduce al 19% (Figura 16). Por lo tanto, cuando
se realizan las evaluaciones económicas en proyectos no Agradecemos a Claudia Galarza, Darío Siehankiewicz
convencionales, este análisis debería ser considerado. y Yoseberling Castillo por ayudarnos en la preparación
de figuras. A las autoridades de Tecpetrol por permitir la
publicación de este trabajo. Asimismo, agradecemos a los
Conclusiones miembros del jurado, quienes con sus comentarios y re-
comendaciones ayudaron a mejorar la calidad técnica de
Las principales conclusiones de este trabajo se pueden este trabajo.
resumir en los siguientes puntos:
1. La determinación del COT mediante el método de
Passey y correlaciones lineares con la RHOB han
presentado buenos ajustes con los datos de labo- Referencias citadas
ratorio que alcanzaron regresiones entre el 67% y
el 84%. Archie, G. 1942. “The electrical resistivity log as an aid in
2. La densidad de matriz promedio obtenida es de determining some reservoir characteristics”. Transac-
2,62 g/cm3, mientras que la densidad de kerógeno tions of the AIME, 146/1.
promedio es de 1,28 g/cm3.
3. La masa de carbono orgánico total a tiempo pre- Bernhardt, C. A. Ortiz F., González Tomassini, 2017. “In-
sente (en la zona de ventana de gas seco)promedia terpretación petrofísica de detalle en la Formación Vaca
110 mg/cm3 de roca y ocupa un volumen poral de Muerta a partir de datos de testigos de roca y perfiles de
aproximadamente el 9%. Cuando estos valores son última generación. El problema de la calibración roca/
restaurados a sus condiciones originales, la masa de perfil”. XX Congreso Geológico Argentina. Actas.
carbono orgánico total fue de 180 mg/cm3 roca y
ocupaba un volumen poral del 25%. La diferencia Chen, Z y C. Jiang, 2017.A revised method for or-ganic poro-
promedio entre el volumen de materia orgánica sity estimation using Rock-Eval data: Example from Duver-
original y el volumen actual es del 16% aproxima- nayFm, in the Western Can-ada Sedimentary Basin. AAPG
damente. Bull V100 # 3.
4. Se ha observado la presencia de un segundo inter-
valo de alto COT a 250 m-300 m por encima de la Eaton, B. 1975. The Equation for Geopressure Prediction from
base de la Formación Vaca Muerta con un espesor WellLogs, SPE 5544.
de 100 m y un COT promedio del 3,8%.
5. El cálculo de VCLAY a partir de la corrección del Kim, T., S. Hwang & S. Jang. 2016. Petrophysical ap-proach
perfil de GR por presencia de materia orgánica for estimating porosity, clay volume, and watersaturation
muestra resultados similares a los obtenidos con los in gas-bearing shale: A case study from the Horn RiverBa-
datos de perfiles mineralógicos y estudios de DRX. sin, Canada. Austrian Journal of Earth Sciences. Volu-
6. Los cálculos de PHIT realizados muestran que la men 109/2.
Formación Vaca Muerta tiene una porosidad total
promedio del 11% con una relación P90/P10 entre Loza Peirano, J. 2004. Mapa de sobrepresiones en las For-
el 6% y el 16%. Los valores más bajos de PHIT se maciones Quintuco y Vaca Muerta. Repsol. YPF infor-
observan hacia el Bajo de Añelo-Cortaderas, debido me interno.
a la profundidad de soterramiento. Asimismo, se
observa una correlación del 75% entre los valores Marchal, D., Sattler, F. y Köhler, G., 2016,“Sierra Chata”.
de impedancia acústica (Zp) y la PHIT. En: González, G. et al. (eds) Transecta Regional de la
7. La Sw muestra un incremento de base a tope de la Formación Vaca Muerta. Integración de sísmica, re-
sección orgánica, esta tendencia es confirmada en gistro de pozos, coronas y afloramientos, capítulo 14:
los perfiles de resonancia magnética. La salinidad 155-167. IAPG-AGA, Buenos Aires.
del agua de formación sería superior a 100.000 ppm
de ClNa con resistividades de agua (Rw) menores a Passey, Q. S. Creaney, J. Bulla, F. Moretti y J. Stroud,
0,07 ohm. m a 15 °C. 1990,“A Practical Model for Organic Richness from Po-
8. El gradiente de presión poral en la zona de estudio rosity and Resistivity Logs”. AAPG Bulletin V. 74.
varía entre 0,6 a 0,9 psi/ft. El inicio de la sobrepre-
sión se produce entre -1000 y -1800 mrnm. Peters, K., C. Walters, y J. Moldowan. 2005.“The biomarker
9. La capacidad de almacenamiento (STO) de la For- guide”, volume 1. Biomarkers and isotope in the environ-
mación Vaca Muerta promedia 1.5 MMcf/ Acre*ft ment and human history. Cambridge University Press.
con una relación P90/P10 entre 0,8 y 2,1 MMcf/
Acre*ft. Se han observado correlaciones lineares Waxman, M. y L. Smits. 1968. “Electrical conductivities
entre RHOB y STO, como así también entre COT inoil-bearing shaly sands”. Society of Petroleum Engi-
y STO. neers Journal, 8/2.
Tema de tapa
Estimación de
hidrocarburos
generados, carbono
orgánico original y
porosidad orgánica
a partir de datos de
pirólisis: Ejemplos en
la Fm. Vaca Muerta
Por Ricardo Veiga (Tecpetrol)
L
os datos de pirólisis realizados sobre muestras de cut-
tings brindan una valiosa información que habitual-
mente se emplea para caracterizar propiedades de las
rocas madres, como es el Contenido de Carbón Orgáni-
co Total (COT), el tipo de kerógeno y la madurez (Peters,
1986). Pero también, estos mismos datos pueden ser uti-
lizados para calcular la cantidad de materia orgánica que
Este trabajo fue presentado en el Simposio de Recursos fue transformada a hidrocarburos (S2t), el contenido de
No Convencionales, “Hacia una nueva convención”, carbono orgánico original (COTo) y la estimación de poro-
durante el 10o Congreso de Exploración y Desarrollo sidad de la materia orgánica (PHIORG). La gran ventaja de
de Reservas del IAPG, realizado en Mendoza, este método es el bajo costo de los estudios de pirólisis y la
noviembre de 2018. amplia disponibilidad de los datos.
Metodología de trabajo
La metodología aplicada se fundamenta en los trabajos
de Schmoker (1994), Peters et al. (2005); Modica y Lapierre
(2012), Kuchinskiy (2013), Sari et al. (2015) y Chen y Jiang
(2016). En este trabajo se explicará conceptualmente las
fórmulas utilizadas dejando el desarrollo matemático a los
trabajos citados anteriormente.
El flujo de trabajo realizado consta de los siguientes
pasos:
1) Revisión de datos de pirólisis
2) Estimación de la tasa de transformación (TR)
3) Cálculo de la masa de hidrocarburos generados (S2t)
4) Estimación del Carbón Orgánico Original (COTo)
5) Conversión de masas de COT y COTo a volumen de
kerógeno actual (Vker) y original (Vkero)
6) Determinación de la porosidad orgánica (PHIORG)
dentro de la materia orgánica y su contribución en
el volumen total de la roca (PHIMO).
Para la realización de este trabajo se utilizaron 52 pozos

de la cuenca neuquina distribuidos en un área de 19.000
km2. En esta región se contó con 2745 muestras de roca
con pirólisis completa y se trabajó con datos de pozos ubi-
cados en diferentes ventanas de madurez (Figura 1). Para
este estudio, el análisis fue focalizado en la sección de la
Formación Vaca Muerta que tiene un COT>2% y que en
todos los pozos se localiza en su porción basal (Figura 2).
Figura 1. Ubicación de la zona de estudio, pozos analizados y mapa de madurez (en %Ro) para la base de la Formación Vaca Muerta.
Figura 3. Revisión de la calidad de los datos. Los fuertes contrastes de PI
(Peters, 1986) en cortas distancias indican cambios en los valores de S1 y
S2. Las flechas blancas señalan zonas donde fuertes se observan variaciones.
Los pozos que presentaron estas anomalías fueron perforados con lodos base
petróleo y descartados del análisis.
regiones con fuertes contrastes (Figura 3). Abruptos cam-

bios en los valores de PI se deben a problemas en la deter-
minación de S1 y/o S2. Las fuertes variaciones detectadas
se deben al tipo de lodo usado durante la perforación o
aditivos utilizados. Cuando se comparan pozos perforados
con lodo base petróleo se observa que el valor S1 muestra
muy baja dispersión comparado con un pozo cercano per-
forado con base agua (Figura 4). Debido a este problema
se prefirió trabajar con muestras que provienen de pozos
perforados con lodo base agua.
Los datos S1 y S2 revisados fueron promediados en la
sección de interés y, posteriormente, mapeados (Figura 5).
Figura 2. A) Intervalo estratigráfico analizado de la Formación Vaca Muerta
con COT>2%. 1=Cocina, 2= Titho6x, 3=Titho7x, 4= Berra2x, 5= Berra4x.
Se observa que los valores de S1 y S2 muestran una reduc-
Td: Formación Tordillo B) Mapa de espesor de la sección de alto COT (>2%). ción hacia las zonas de mayor madurez promediando 0,5
mgHC/gR y 2 mgHC/gR, respectivamente. Por el contra-
rio, donde la madurez disminuye, estos valores aumentan
Revisión de datos de pirólisis a 7,5 mgHC/gR para el pico S1 y hasta 28 mgHC/gR para
el pico S2. Es importante notar que en la región cercana
Los problemas que se presentan para cuantificar la al Volcán Auca Mahuida se observa una reducción local
transformación de la materia orgánica y la estimación de de los picos S1 y S2 vinculado a los efectos de cuerpos
la porosidad se deben a diferentes factores, los más habi- intrusivos que producen una mayor madurez y una con-
tuales son 1) pérdida de los componentes volátiles al mo- comitante reducción en los valores de S1 y S2. Similares
mento de capturar la muestra, 2) la alta madurez en la roca observaciones fueron descriptas por Rodríguez Monreal et
madre y 3) los aditivos en los lodos de perforación. al. (2009) y Spacapan et al. (2017).
Por lo tanto, uno de los primeros pasos es identificar Asimismo, se preparó un mapa de COT de la zona de
aquellos pozos que presentan problemas en la determina- interés. En mismo se define un corredor con altos valores
ción de los picos S1 y S2. Uno de los métodos más sencillos que superan el 4% promedio. Esta franja de alto COT está
es visualizar en un mapa aquellos sondeos con fuerte con- definida por los sondeos Cerro Las Niñas x-2, Aguada San
traste de S1 y S2 en cortas distancias. Una forma práctica Roque y Bajada del Palo (Figura 6). Al sur y al norte de esta
de realizar este análisis consiste en mapear el índice de pro- franja los valores tienen a disminuir, pero siempre es ma-
ductividad (PI) o relación (S1/(S1+S2) para identificar las yor al 2% promedio.
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Figura 4. Gráficos S1 versus S2 para evaluar la calidad de los datos. A y B, casos teóricos. C, D y E, situaciones reales. Generalmente los pozos que presentaron
problemas son aquellos perforados con lodo base petróleo que alteraron la calidad del dato S1.
Figura 5. Mapas de S1 y S2 con datos revisados. Notar disminución de valores de S1 y S2 hacia el sector occidental coincidente con el aumento en la madurez
en la Formación Vaca Muerta (ver Figura 1). En contraste, los valores más elevados se desarrollan hacia el E-NE donde la madurez disminuye. Se observan
anomalías locales en las cercanías del Volcán Auca Mahuida donde los valores de S1 y S2 disminuyen por efecto termal.
Figura 8. Gráfico TMAX versus HI en pozos con baja madurez.
Figura 6. Mapas de COT promedio en la sección de interés.
mayor espesor y mejor COT. La región de mayor espesor

La multiplicación del mapa de COT y el mapa de espe- neto se encuentra entre los sondeos Cerro Las Niñas 2 y Sie-
sor con alto contenido orgánico brinda información sobre rra Auca Mahuida 1. Hacia el Sur se desarrolla una rama que
el espesor neto (Figura 7). El espesor neto es una medida del conecta las regiones de Rincón Chico. Loma La Yegua, Van-
espesor de materia orgánica depositado. No tiene sentido fí- guardia Norte, Fortín de Piedra y Aguada Pichana.
sico real, pero es un indicador de las regiones que combinan
Cálculo de tasa de transformación (TR)

El segundo paso de este flujo de trabajo consiste en cal-
cular la tasa de transformación (TR). Este parámetro mide
el grado de conversión del kerógeno a hidrocarburos. Exis-
ten numerosas formas para calcular este parámetro (Peters
et al., 2005; Justwan y Dahl, 2005; Jarvie et al., 2007; Modi-
ca y Lapierre 2012). En este trabajo se ha usado la fórmula
de Justwan y Dahl (2005) cuya expresión es la siguiente:
TR = (1200/HIo) * [(HIo-HIm)/(1200-HIm)]
Donde:
TR = Tasa de transformación (decimal)
HIm = Índice de hidrógeno medido (mgHc/gCOT)
HIo = Índice de hidrógeno inicial (mgHc/gCOT)
1200 = Factor de corrección que asume que por cada gra-
mo de carbono orgánico se logran generar hasta 1200 mg
de hidrocarburos
Para realizar este cálculo se necesita contar con los da-
tos medidos de S2, COT y el HIo. Los dos primeros datos
son aportados por los estudios de pirólisis mientras que
para el tercero se dispone de dos opciones: 1) a partir de
compilación de índices de hidrógeno en muestras inmadu-
Figura 7. Mapa de Espesor Neto (COT*ESPESOR). CLN= Cerro las Niñas, ras y 2) a partir de un gráfico S2 versus COT.
SAM= Sierra Auca Mahuida, RCh= Rincón Chico, LLY= Loma la Yeguas,
VN=Vanguardia Norte, FDP= Fortín de Piedra y AP= Aguada Pichana. Notar
Para el primer método se compila los valores de HI en
que las zonas de mayor espesor neto se ubican en la región norte próximas zona de baja madurez observándose que los valores de más
a CLN y SAM. Hacia el sur se extiende un brazo que conecta las regiones de altos llegan a 800 mgHC/gCOT (Figura 8). Estos registros son
RCh, LLY, VN, FDP y AP. habituales en muestras con TMAX entre 420 °C y 430 °C.
mapa (Figura 10). Los cálculos obtenidos muestran una
alta tasa de transformación de la materia orgánica hacia el
oeste y una disminución progresiva hacia el noreste. La TR
obtenida en todos los pozos siempre fue superior al 50%.
Cálculo de la masa de hidrocarburos

transformados (s2t)
La cantidad de hidrocarburos que puede producir una
roca está dado por la suma de los picos S1+ S2. El S1 repre-
senta la fracción de hidrocarburos libres mientras que el
valor S2 corresponde a la fracción generada desde la mis-
ma roca madre por craqueo durante el proceso de pirólisis.
Cuando se procesan muestras con elevada madurez termal
los componentes volátiles se pierden y, por lo tanto, los
valores de S2 obtenidos son muy bajos, esto conlleva a un
error en las estimaciones de HI y TR. En consecuencia, para
conocer la cantidad de hidrocarburos que una roca pue-
de generar es necesario realizar una restauración del valor
original de S2 (S2o). Este indicador cumple la siguiente
Figura 9. Estimación de HIo a partir de la correlación entre S2 versus COT ecuación.
para pozos ubicados en zonas de baja madurez. S2o= S2m+S2t
Donde:
La segunda opción consiste en graficar los valores de S2 S2o = S2 original
versus COT para diferentes pozos (Figura 9). Las pendien- S2m = S2 medido en la pirólisis
tes de las regresiones lineares encontradas se correlacionan S2t = S2 perdido/transformado, también llamado factor ε
con el valor del HI. Los valores obtenidos de HI varían en-
tre 770 mg y 1040 mgHC/gCOT. En base a estos dos mé- Para el cálculo de S2t existen diferentes metodolo-
todos descriptos se ha estimado un HIo= 800mgHC/gCOT gías:1) Cálculo del factor ε (Chen y Jiang, 2016) y 2) Cálcu-
para realizar el cálculo de TR. lo de S2t (Sari et al., 2015).
Los datos de TR calculado por cada muestra fueron El primer método se basa en que la tasa de transforma-
promediados a nivel de pozo y luego representados en un ción (TR) puede ser expresada de la siguiente forma:
TR= (S1+ε) /(S1+S2+ε)
Donde:
TR = Tasa de transformación (calculada en el apartado
anterior)
Figura 10. Mapa de TR en la sección de alto COT de la Fm. Vaca Muerta. LR= Figura 11. Correlación hidrocarburos transformados según métodos de Chen
Loma Ranqueles, EOr= El Orejano, BDM= Bajo del Molle, FDP= Fortin de y Jian (2016), Epsilon y Sari et al. (2015) –S2t. Ambos métodos muestran
Piedra; AChO=Agua del Chivato Oeste y BP= Bajada del Palo. valores muy similares.
S1 = Pico S1 (mgHC/gR) S2t= S2*TR/(1-TR)
S2 = Pico S2 (mgHCg/R) Donde
ε = Hidrocarburos que fueron transformados desde la S2t = Hidrocarburos que fueron transformados (ídem ε)
materia orgánica (mgHC/gR) S2 = Pico S2 (mgHC/gR)
TR = Tasa de transformación.
De la ecuación anterior se despeja ε quedando la si-
guiente fórmula: En este trabajo se utilizaron los dos métodos observán-
ε= (TR*S1+TR*S2-S1)/(1-TR) dose resultados muy similares (Figura 11). Los valores cal-
culados mediante estas metodologías fueron levemente su-
El segundo método utiliza la siguiente fórmula. periores a los estimados mediante el método de Schmoker
(Sylwan, 2014) en un orden entre el 8% y el 12%. Los datos
obtenidos fueron promediados en cada pozo dentro de la
sección de interés y luego mapeados (Figura 12).
Nótese que la zona Norte es la que presenta una mayor
transformación de la materia orgánica a hidrocarburos,
alcanzando valores de 130 mgHC/gR. Hacia el ámbito de
centro de cuenca este valor se reduce a 80-90 mgHc/g. Ha-
cia la plataforma se observa una disminución de la masa
de hidrocarburos transformados, debido al menor grado
de madurez. Mientras que al oeste existe otra reducción
coincidente con una merma en el COT observado en este
sector de la cuenca (Figura 6).
Estimación del carbono orgánico total

original (coto)
Conocido el valor S2t o factor ε se puede estimar el va-
lor del COTo. Existen diferentes métodos para su cálculo.
En este trabajo se emplearon 4 vías de análisis que se enu-
meran a continuación: 1) Método de Peters et al. (2005),
2) Método de Jarvie et al. (2007), 3) Método de Modica y
Lapierre (2012) y 4) Método de Chen y Jiang (2016). Los
resultados obtenidos por las metodologías 1 y 4 son muy
Figura 12. Mapa de hidrocarburos transformados.
Figura 13. Comparación de diferentes métodos usados para calcular COTo. A) métodos de Chen y Jian (2016), Peters et al. (2005) y Modica y Lapierre (2012)
para un mismo pozo. B) comparación entre Método de Chen y Jian (2016) y Jarvie et al. (2007) en muestras de diferentes pozos.
Figura 14. Mapa de COTo (carbono orgánico total original). Figura 15. Mapa de DeltaCOT= COTo-COT. Este mapa muestra las regiones
con mayor transformación de la materia orgánica.
similares. Los valores obtenidos aplicando los criterios 2 nes en donde se observa una mayor transformación de la
y 3 suelen ser mayores en un orden del 10% al 15% con materia orgánica (Figura 15). Por otro lado, la superposi-
respecto a los calculados en 1 y 4 (Figura 13). En este tra- ción de este mapa con el mapa de espesor mostraría las
bajo se prefirió usar el método 4 dado que mostraban los regiones que tienen mayor materia orgánica transformada
valores más bajos y, por lo tanto, los más conservadores. y mayor espesor de roca con COT >2% (Figura 16).
La fórmula utilizada para el cálculo de COTo se detalla a
continuación:
COTo= COT /1-[α*F*TR*(1-0.833*COT/100)]
Donde:
COTo = Carbón orgánico original
COT = Carbón orgánico medido
α = HIo/1200 donde HIo es el Índice de Hidrógeno original
(en este caso 800 mg/gCOT)
F = (S1+ε)/(S1+S2+ε) donde S1 y S2 son los valores de pi-
rólisis y ε es la masa de hidrocarburos transformada
calculada en el apartado anterior TR = tasa de trans-
formación.
Los valores de COTo obtenidos suelen ser 2,5 a 2,7 ve-

ces mayores al COT medido para pozos ubicados dentro de
la ventana de gas, mientras que, esta relación baja entre
1,4 y 1,5 veces para pozos ubicados en la ventana de petró-
leo. Los valores de COTo obtenidos en cada pozo fueron
promediados para toda la sección de interés y luego ma-
peados (Figura 14). Los mayores valores de COTo se ubican
en el sector Norte alcanzando el 15% en peso mientras que
el centro de cuenca presenta un valor de 8-9%.
La diferencia entre los mapas de COTo y COT (Figuras
14 y 6, respectivamente) es un indicador de la cantidad de
carbono orgánico que fue transformada a hidrocarburos y Figura 16. Mapa de DeltaCOT*Espesor. Este mapa muestra el desarrollo de
debería mostrar coincidencias con el mapa de S2t (Figura dos regiones ubicadas en el centro de cuenca y en la región norte con las
12). Las zonas con mayores diferencias son aquellas regio- mejores condiciones de transformación de la materia orgánica y espesor.
Figura 17. Mapas de Volumen de Kerógeno actual (Vker) y original (Vkero). A) Mapa de Vker actual basado en el mapa del COT actual. B) Mapa de Vkero
(original) basado en el mapa de COTo.
Conversión cot y coto a volumen de masa a volumen.

kerógeno actual (vker) y original (vkero) 1. La densidad de la materia orgánica fue constante
en toda la zona de estudio. El valor usado fue de
Para hacer la trasformación de masa a volumen se asu- 1.28 g/cm3 y la misma no varía con el tiempo.
mieron dos premisas que no son estrictamente correctas, 2. La densidad de la roca seca se consideró constante
pero brindan una solución aproximada para el pasaje de y su valor es 2,66 g/cm3 en base a los valores de
Figura 18. A) Mapa de Delta Vker (Vkero-Vker). La línea roja punteada marca el límite entre la zona de petróleo y gas (usar solo como referencia). B) Mapa de
Madurez Formación Vaca Muerta.
Reservoir
Characterisation
A Tracer Production Log™ (TPL) gives you long
term data to plan your next well:
• Measure oil, gas and water stage inflow

to optimize future stimulation design.
• Compare geology with oil and gas productivity.
• Drill smarter - higher yields to lower costs.
• Optimize well spacing and well trajectory.
• Determine clean out efficiency.
@tracerco
tracerco@tracerco.com
tracerco.com/reservoir-characterisation
Difracción de Rayos X (DRX) obtenidos. considera adecuado mantener este método de estimación.
Por lo tanto, la fórmula utilizada fue la siguiente:
Con estas dos premisas, más la estimación de porosida-
des totales calculadas con registros de pozos, se transformó PHIORG= 1.2 [COTo*a *F*TR* (1-(8.33E-3*COT)]* (ρb/ρk)
la masa de carbón orgánico a volumen de kerógeno a tiem-
po actual (Vker) y original (Vkero). Este dato, si bien es im- Donde:
preciso servirá para evaluar la contribución de la porosidad PHIORG = Porosidad orgánica
orgánica en la porosidad total de la muestra. Finalmente, COTo = Carbono orgánico total original
se calibró el Vker obtenido con el Vker que se obtuvo a COT = Carbono orgánico total medido
partir de registros mineralógicos obteniendo un ajuste con a = HIo/1200
un error entre el 8% y el 12%. F = (S1+ε)/(S1+ε+S2)
Los datos de Vker y Vkero fueron nuevamente pro- TR = Tasa de transformación
mediados en toda la sección de interés y luego mapeados ρb = Densidad matriz = 2,66 g/cm3
(Figura17). En términos generales, se observa que el Vker ρk = Densidad kerógeno = 1,28 g/cm3
actualmente representa entre el 5% y el 11% del volumen
total de la roca. Cuando se lo compara con el Vkero, el La PHIORG representa la porosidad presente en la ma-
Vker habría alcanzado valores de hasta el 25% teria orgánica. Para referir este valor al volumen total de
Cuando se realiza la resta entre Vkero y el Vker se obtie- roca se debe aplicar la siguiente fórmula:
ne un mapa de DELTA Vker que muestra aquellas regiones
que han sufrido las mayores modificaciones en el volumen PHIMO (V/V)=(PHIORG/100)*Vker (V/V)
poral. Esta variación se produjo por la trasformación de la
materia orgánica a hidrocarburos (Figura 18). En términos Donde:
generales se puede apreciar que la región con hidrocarbu- PHIMO = Porosidad orgánica en V/Vtotal de Roca
ros líquidos muestra una variación en el volumen entre PHIORG = Porosidad orgánica
el 5% y el 11%, mientras que para la región gasífera esta Vker = Volumen de kerógeno
variación llega hasta el 15%.
Los datos de PHIORG calculados son elevados por tres
razones.
Cálculo de porosidad orgánica (phiorg) 1) El COT presente en la Fm. Vaca Muerta es elevado
a pesar de su alta tasa de transformación (TR).
Para la estimación de la porosidad orgánica existen di- 2) Los valores de COTo promedian entre 1,5 y 2,7
ferentes metodologías, pero como para el cálculo de COTo veces el valor de COT medido a tiempo presente.
se ha trabajado con las fórmulas de Chen & Jian (2016), se 3) La masa de carbono orgánico total transformada a
Figura 19. A) Mapa de porosidad orgánica B) Mapa de porosidad orgánica expresada en Volumen Total de Roca.
volumen representa entre el 5% y el 12% del volu- Jarvie, D., R. Hill, T. Ruble, y R. Pollastro, 2007, “Un con-
men total de la roca, pero originalmente este valor ventional shales gas system: The Mississippian Barnett
habría llegado hasta el 25% en volumen. shale of North-Central Texas as one model for thermo-
genic shale gas assessment”, AAPG Bulletin, v. 91.
Los valores de PHIORG fueron mapeados y muestran
que la porosidad que tiene la materia orgánica varía entre Justwan, H. y B. Dahl. 2005, “Quantitative hydrocarbon
el 5% y el 25%. Cuando son afectados por el volumen de potential mapping and organofacies study in the Grea-
kerógeno (Vker), el volumen poral orgánico representa en- ter Balder area, Norwegian North Sea”. En: A. G. Dore
tre el 2% y el 6% del volumen total de la roca (Figura 19). and B. A. Vining, (eds.), Petroleum Geology: North-
West Europe and Global Perspectives. Proceedings of
the 6th Petroleum Geology Conference: Geological So-
ciety, London.
Conclusiones
Kuchinskiy, V., 2013, “Organic porosity study: Porosity
Las observaciones más relevantes se pueden resumir en development within organic matter of the Lower Silu-
los siguientes puntos. rian and Ordovician source rocks of the Poland shale
1) El análisis de los datos de pirólisis permite hacer gas trend”. AAPG Search and Discovery article 10522.
cuantificaciones de diferentes parámetros de mane-
ra rápida y esencialmente con un bajo coste. Modica, C. J., y S. G. Lapierre, 2012, “Estimation of kero-
2) El índice de hidrógeno original de la Formación gen porosity in source rocks as a function of thermal
Vaca Muerta ronda entre 750 a 800 mgHC/gCOT transformation: Example from the Mowry shale in the
aunque se han observados muestras que indican Powder River Basin of Wyoming”, AAPG Bulletin, vol.
que este valor puede ser superado. 96, # 1.
3) La tasa de transformación (TR) en la zona de estu-
dio es de 0,5 en las regiones orientales y llega casi Peters, K. E., 1986, “Guidelines for evaluating petroleum
a 1 en el centro de cuenca. Esto indica un elevado source rock using programmed pyrolysis”. AAPG Bu-
grado de evolución termal y un bajo potencial re- lletin, v.70.
manente en el sector de mayor transformación.
4) La masa de hidrocarburos generados es mayor a 40 Peters, K., C. Walters y J. Moldowan, 2005, The biomarker
mg HC/gRoca y llega hasta 130 mg/gR. guide, Volume 1, Cambridge University Press.
5) El porcentaje de carbono orgánico total original al-
canza valores de hasta el 15% promedio. Rodríguez Monreal, F., H. Villar, R. Baudino, D. Delpino
6) La región Norte y el centro de cuenca son las áreas y S. Zencich, 2009, “Modelling an atypical petroleum
que presentan mejor combinación entre contenido system: A case study of hydrocarbon generation, mi-
orgánico y espesor. gration and accumulation related to igneous intrusions
7) El volumen de kerógeno presente en la roca pue- in the Neuquén Basin. Argentina”. Marine and Petro-
de llegar hasta el 12%, pero inicialmente el mismo leum Geology, 26 (4).
pudo haber alcanzado hasta el 25% del total de la
roca. Sari, A., A. Moradi, Y. Kulaksiz y A. Yurtoglu, 2015, “Evalua-
8) La porosidad orgánica varía entre el 2% y el 6% del tion of the hydrocarbon potential, mineral matrix effect
volumen total de roca. Los valores de porosidad or- and gas-oil ratio potential of oil shale from the Kabalar
gánica más altos se observan en la zona de mayor Formation, Goynuk, Tur-key”. Oil Shale, vol. 32.
COT y mayor madurez.
Schmoker, J., 1994, “Volumetric Calculation of hydrocan-
bons generated”. En: Magoon, L y W. Dow eds., The pe-
Agradecimientos troleum system from source to trap, AAPG, Memoir 60.
Agradecemos a las autoridades de Tecpetrol por permi-
tir la publicación de este trabajo. Asimismo, agradecemos Spacapan, J., O. Palma, R. Manceda, E. Rocha, O. Galland,
especialmente a Carlos Sylwan, Jorge Rodríguez y Carlos H. Leanza, R. Ruiz e I. Labayen. 2017, “Modelado de
Macellari por sus observaciones y sugerencias que ayuda- sistemas petroleros asociados a intrusiones ígneas en
ron a mejorar la versión original de este trabajo. pelitas ricas en materia orgánica. El caso de las Forma-
ciones Vaca Muerta y Agrio en el Sur de Mendoza. Ar-
gentina”. XX Congreso Geológico Argentino.
Referencias citadas
Sylwan, C. 2014, “Source rock properties of Vaca Muerta
Chen, Z y C. Jiang, 2016, “A revised method for organic Formation, Neuquina Basin, Argentina”, IX Congreso
porosity estimation in shales reservoirs using Rock- de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos, Simpo-
Eval data: Example from Duvernay Fm., in the Western sio de recursos no convencionales: Ampliando el hori-
Canada Sedimentary Basin”. AAPG Bulletin v.100 # 3. zonte energético.
Trabajo técnico
Un repaso por uno de los

eventos técnicos de mayor
vanguardia de la industria
Exitosas Jornadas
de Innovación
Tecnológica
A
sala llena se realizaron, los días cambios forman un continuo en el La evolución de las JIT es la si-
6 y 7 de agosto de 2019, las 3º tiempo, actualmente se observa una guiente:
Jornadas de Innovación Tecno- marcada aceleración, lo que fue refle- • 1ras Jornadas (Big Data & Data
lógica (JIT3), organizadas por la Co- jado por Sergio Fernández Mena en su Analytics, 2016):
misión de Innovación Tecnológica presentación de apertura. El impulso · 1 día, 157 inscriptos.
(CIT) del IAPG, y con el apoyo de SPE actual de la digitalización en la indus- · 13 presentaciones.
argentina, en el auditorio de Techint tria se manifiesta en las asociaciones • 2das Jornadas (Integrando el mun-
de la calle Della Paolera de la Ciudad entre gigantes tradicionales de la in- do físico y el digital, 2017):
Autónoma de Buenos Aires. dustria y otros provenientes de tecno- · 2 días, 220 inscriptos.
Dentro del contexto global, nues- logías digitales, como Total-Google, o · 31 presentaciones, 2 Keynotes.
tra industria está asistiendo a cambios Exxon-Microsoft y Exxon-IBM. • 3ras Jornadas (Integrando el mun-
sustanciales fruto de la digitalización En consonancia con este contex- do físico y el digital, 2019):
de la información y el conocimien- to, las JIT3 marcan un punto de cre- · 2 días, 220 inscriptos.
to. A la vez, la exploración de formas cimiento en la CIT, y auguran unas · 21 presentaciones, 2 Keynotes,
alternativas de energía, o de utiliza- muy fructíferas próximas JIT4.0. Pre- 1 Special, 1 Mesa Redonda, Pós-
ción de las formas conocidas, impul- sentamos aquí un sumario de las JIT3 ters, Premios para trabajos des-
san nuevos desarrollos. Si bien estos y de las actividades de la CIT. tacados.
100 | Petrotecnia • 3 - 2019

Por Santiago Serebrinsky, Presidente de la Comisión de Innovación tecnológica
del IAPG.
audiencia, y de los integrantes de la integrada por Santiago Sacerdote (Ge-

mesa redonda que se describe a con- rente General, Y-TEC), Marcelo Ramos
tinuación. (CTO, Tenaris), Miguel Laborde (VP de
Las aperturas de cada uno de los Asuntos Tecnológicos, Conicet) y Sa-
días fueron realizadas por altos ejecu- bina Schneider (Chief Solutions Offi-
tivos de empresas locales: el primer cer, Globant), y moderada por Horacio
día por Sergio Fernández Mena (CTO Cuervo (Innovation Advocate, IBM).
de YPF) y el segundo día por Alejandro Esta variada representación promovió
Lammertyn (Chief Digital and Planning una enfática discusión sobre los roles
Officer de Tenaris). En ambos casos se que los distintos actores pueden tomar
destacó la importancia que la digitali- para dinamizar la innovación tecnoló-
zación está marcando en la industria gica, maximizando la utilización de
actual y, a la vez, conservando un pro- las capacidades del sistema científi-
fundo conocimiento de los procesos fí- co-tecnológico. Con igual energía se
sicos para lograr una integración efec- mencionaron pasos que deberíamos
tiva de las nuevas tecnologías. dar en esa dirección.
El Keynote Speaker del primer día, Los trabajos presentados fueron de
Ganesh Thakur (CTO de Geo-Park y una alta calidad y, en general, con una
expresidente de SPE Internacional) demostración de aplicación exitosa.
describió aspectos y técnicas diversas Resultaron premiados como mejores
en Data Analytics y Big Data, dan- trabajos “Cambiando el paradigma
do ejemplos exitosos de aplicación. de monitoreo en pozos petroleros”,
El Keynote Speaker del segundo día, por Gustavo Moreno, Abel Gárriz,
Gerald McDermott (Profesor, Uni- Agustín Faccipieri y Fernando Sán-
versidad de South Carolina) abordó chez (Y-TEC), “Mantas hidrofóbicas
las condiciones requeridas en el eco- y oleofílicas”, por Federico Trupp, Ni-
sistema industrial para desarrollar las colás Torasso, Gerardo Rubiolo, Diana
Pymes del mundo energético, iden- Grondona y Silvia Goyanes ((LP&MC,
tificando la necesidad de desarrollar Universidad de Buenos Aires), “Asfal-
puentes que vinculen las capacidades tenos: problemáticas y soluciones”,
actuales existentes en nuestra región por Yanina Bava, Mariana Geronés y
para satisfacer las demandas que sur- Mauricio Erben (CEQUINOR-CONI-
gen desde el sector. CET) y “El rol de la tecnología basa-
La mesa redonda sobre “Meto- da en la nube en la geonavegación de
dologías y políticas de innovación. pozos horizontales: Geociencias en
Creando una ventaja competitiva” fue tiempo real”, Fernando Spasoff, Luis
• Jornadas 4.0 (Datos, Energías, In-

tegración, 2021):
· 3 días
· Presentaciones, Keynotes, Spe-
cial, Mesa Redonda, Live demo,
Concurso de innovación, entre
otros.
En las JIT3 se ha enfatizado la

participación del abanico completo
de la industria, incluyendo empresas
productoras, de servicios, de inves-
tigación y desarrollo, entes guberna-
mentales, profesores y estudiantes
universitarios. Todo estuvo represen-
tado en la composición del conjunto
de presentadores de trabajos, de la
Petrotecnia • 3 - 2019 | 101

Apud y Rafael Aguilar (YPF, Rogii). par en innovación tecnológica en con otras comisiones e instituciones,
Las JIT3 cubrieron ampliamente la industria Oil & Gas tanto como por su condición transversal y multi-
las expectativas y estuvieron alinea- oferentes como demandantes. disciplinaria.
das con la misión de la CIT: • Promover mecanismos de incor- Para informarse sobre las activida-
• Conectar a la Comisión de Inno- poración de innovación tecnoló- des: www.iapg.org.ar/web_iapg/comisio-
vación Tecnológica con los refe- gica aplicables a proyectos de Oil nes/interdisciplinarias/comision-de-inno-
rentes en innovación a nivel de la & Gas. vacion-tecnologica o escribir a Santiago
industria. Serebrinsky santiago.serebrinsky@ypf-
• Atraer a la Comisión a empresas e Actualmente la CIT desarrolla tecnologia.com o Actividades Técnicas
instituciones interesadas en partici- acciones propias y en coordinación IAPG actividadestecnicas@iapg.org.ar
102 | Petrotecnia • 3 - 2019

Petrotecnia • 3 - 2019 | 103
La nueva gestión
Trabajo técnico
en el mundo incierto
del petróleo
y del gas
Por Gastón Francese,

En esta serie de artículos para Petrotecnia, el autor propondrá
Tandem Soluciones de Decisión
analizar las prácticas que deben implementar las empresas
del O&G con el fin de asegurar optimizar prácticas,
como la toma de decisiones.
104 | Petrotecnia • 3 - 2019

Metodologías de mación se debe a que las capacida-
des organizacionales que les habían
medición y desarrollo permitido crecer y evolucionar hasta
hoy no serán las mismas que deberán
de las capacidades desarrollar para liderar en el mundo

que se avecina. Así, deberán anticipar-
se con claridad a los nuevos desafíos,
organizacionales en decidir con velocidad una vez identi-

ficado el cambio, modificar la manera
empresas del sector

de operar y ejecutar con flexibilidad
cuando se haya definido un rumbo y,
sobre todo, instalar comportamien-
tos y rasgos culturales que aseguren
líderes que enfrenten riesgos, fallen,
aprendan y se adecuen rápido para
impactar en los resultados.
En base al trabajo realizado so-
bre empresas líderes de la industria,
Tandem ha desarrollado un marco
metodológico que mide rápidamente
la agilidad para operar y la velocidad
para tomar decisiones en empresas
de petróleo y gas. Hemos combinado
las técnicas de agilidad aplicadas con
éxito en otras industrias con las herra-
mientas actuales de gestión de datos y
decisiones para desarrollar el modelo
“Agilidad en la Gestión y Operación
de Petróleo”, un marco que permite
medir, detectar y desarrollar aquellas
capacidades que puedan transformar
a las empresas del sector.
En una serie de artículos abordare-
mos las claves de la aplicación de es-
tas metodologías en la industria y re-
correremos las mejores prácticas para
el desarrollo de nuevas capacidades y
su implementación eficaz en organi-
zaciones de nuestra región.
El modelo de Agilidad de Gestión
y Operaciones busca asegurar las ca-
pacidades fundamentales con las que
empresas de petróleo y gas deben con-
tar para triunfar, liderar el cambio y
asegurar su sustentabilidad en un en-
torno de alta volatilidad, dinamismo
e incertidumbre. Para ello, se plan-
tean cinco ejes en los que agrupar las
capacidades críticas y se propone la
medición y el desarrollo de cada uno
E
n un contexto de alta volatilidad asegurar agilidad y maximizar la de ellos de manera complementaria.
y pocas certezas, las compañías de velocidad de decisión? Los cinco ejes del modelo son los
gas y petróleo deben desarrollar Las empresas de la industria del siguientes: 1. El planeamiento diná-
ciertas habilidades que les permitan petróleo y del gas se enfrentan, pro- mico (Continuous Dynamic Planning),
tanto liderar el cambio como asegurar bablemente, a uno de los desafíos más 2. La inteligencia de datos (Decision
su éxito y sustentabilidad. A través de críticos de su historia: poder evolucio- Intelligence), 3. Las herramientas de
un modelo de cinco ejes, se propone nar su forma de gestionar al punto de decisión en incertidumbre (Decision
la medición y el desarrollo de las capa- reconvertirse en organizaciones suma- Analysis), 4. La agilidad de gestión en
cidades organizacionales en empresas mente efectivas, capaces de ser líderes equipos, roles y rutinas (Management
del sector. ¿Cuáles son esas prácti- en un mundo dinámico y altamente Agility), y 5. Los comportamientos del
cas que deben implementar para incierto. Esta necesidad de transfor- líder del futuro (Figura 1).
Petrotecnia • 3 - 2019 | 105

Planeamiento Una visión a largo plazo alineada, anticipación a los cambios,
dinámico un ciclo de planeamiento continuo conectado al contexto
y una revisión ágil.
Inteligencia Definir claramente el objetivo, comprender qué

de datos decisiones habría que tomat para alcanzarlo y luego
generar datos para robustecer el análisis.
Agilidad de Entender y clasificar los diferentes requerimientos

gestión y Herramientas de decisión de complejidad de análisis y asignar las
en incertidumbre herramientas adecuadas para cada uno de ellos.
operaciones
Se deberá asegurar la capacidad para ejecutarla e

Agilidad de gestión implementarla. La agilidad de gestión implica minimizar
en equipos, los tiempos de escalamiento y cascadeo a lo largo
roles y rutinas de la jerarquía.
Estos cambios organizacionales no tendrán impacto en

Comportamientos resultados, no serán sostenibles en el tiempo ni tandrán
del líder futuro un funcionamiento natural si no se logra asegurar un set
de valores, hábitos y compromisos, que pueden incluir
cambios en los estilos de liderazgo.
Figura 1. Los cinco ejes del modelo de Agilidad de Gestión y Operaciones.
1. El planeamiento di- cambios de hábitos, comprender relevantes en el contexto en el que

Planeamiento
námico. En entornos al- los insights o preferencias de los operamos también respetan los ca-
dinámico
tamente inciertos resulta consumidores y, sobre todo, an- lendarios gregorianos. Lamentable-
más crítica y necesaria la ticipar las modificaciones en ten- mente, esto no es así y los ciclos de
planificación. Sin embar- dencias del contexto. planeamiento deben proyectar un
go, los procesos tradicionales, por lo c) Un ciclo de planeamiento conti- número fijo de períodos hacia ade-
general rígidos, con ciclos fijos y con nuo y conectado con el contexto. lante, refrescando los planes con
Inteligencia
centros de costos independientes, Los procesos con ciclos anuales, frecuencias trimestrales o mensua-
de datos
suelen ayudar poco a la gestión efecti- que rigen hoy las decisiones de les y extendiendo sus proyecciones
va en estos contextos. asignación de recursos, asumen más allá de los 12 meses.
Un planeamiento dinámico debe que los mercados, las tendencias d) Una revisión ágil y la adaptación
asegurar: de los consumidores y los cambios de la asignación de recursos. Fi-
Herramientas
a) Una visión de decisión
de largo plazo alinea-
da. En en incertidumbre
tiempos volátiles, más que
nunca, se debe tener una claridad
incuestionable con respecto al lar-
go plazo del negocio y de la orga-
nización,Agilidad
ya quede el gestión
mediano y el
en equipos,
corto plazo probablemente deberán
adaptarseroles y rutinasa cambios no
y responder
previstos, es el largo plazo el que
traerá claridad de rumbo y permi-
Comportamientos
tirá alinear a la compañía dándole
del líder futuro
un sentido, un propósito y un rum-
bo diferenciador específico.
b) Anticipación a los cambios. Las
variaciones en tendencias no se
detectarán si no las buscamos ac-
tivamente. Las organizaciones
que primero detecten estas trans-
formaciones serán aquellas que
logren asignar recursos e instalar
herramientas para escudriñar los
106 | Petrotecnia • 3 - 2019

nalmente, un proceso de planifi-
cación flexible no tendrá impacto
en la gestión del negocio si no lo-
gra modificar de manera dinámica
la asignación de los recursos. Será
crítico instalar las herramientas
de gestión y ajustar los procesos
como para reasignarlos hacia las
áreas que los requieran y poder ge- Planeamiento
Planeamiento
nerar valor, respondiendo y adap-
dinámico dinámico
tándose a los cambios de contexto.
2. La inteligencia de da-
tos. En la actualidad la can-
Inteligencia Inteligencia
tidad
de de datos disponible, la
datos de datos
tecnología y la capacidad de
procesamiento nos permi-
ten potenciar nuestras decisiones. Años
atrás, para analizar antecedentes histó- Herramientas de decisión
Herramientas
ricos debíamos evaluar los de decisión
pocos casos Planeamiento
en incertidumbre en incertidumbre
que teníamos o elegir una muestra lo dinámico
más representativa posible para poder
procesarla con la tecnología existente.
Sin estas dos restricciones de la estadísti- 3. Las herramientas
Agilidad de gestión de cer de tiempo para hacerlo. Será clave,
Agilidad de gestión
ca tradicional, no incorporar los grandes decisión en incertidum- entonces, diferenciar los procesos y las
en equipos, en equipos,
volúmenes de datos a nuestras decisio- bre.
rolesLay rutinas
toma de decisiones Inteligencia
herramientas en base al valor adicional
roles y rutinas de una
datos
nes es sinónimo de dejar una enorme no solo requerirá de datos, generado por decisión rápida.
fuente de valor en el camino. sino también de las herramientas y
Sin embargo, a lo largo de nuestra
Comportamientos Comportamientos
metodologías de análisis que permi-
experienciadelnos hemos
líder futuroencontrado del líder
tan comprender futuro el riesgo
y gestionar 4. La agilidad de ges-
muchas veces con empresas que ge- de manera efectiva. Las metodologías tión en equipos,
Herramientas roles y
de decisión
neran y almacenan enorme cantidad de Análisis de Decisiones o Decision en incertidumbre
rutinas. Una vez tomada
de información, pero no tienen claro Analysis (DA) han evolucionado per- la decisión, se deberá ase-
para qué utilizarla y cómo transfor- mitiendo su simplificación de ma- gurar la capacidad para
marla en una palanca que impacte en nera notoria. Simulaciones que poco ejecutarla e implementarla. La agili-
los resultados del negocio. La metodo- tiempo atrás requerían de días de pro- Agilidad
dad de gestión de gestión
implica minimizar los
logía de Decision Intelligence propone cesamiento, hoy pueden correrse en tiempos deen equipos, y cascadeo a
escalamiento
realizar el proceso inverso: comenzar teléfonos celulares en una fracción de lo largo deroles y rutinas
la jerarquía y para lograr-
definiendo claramente cuál es el obje- segundos. lo se debe asegurar una combinación
tivo o KPI en el que se busca impactar, De todas maneras, aún con la po- de tres herramientas de gestión suma-
comprender qué decisiones habría sibilidad de analizar riesgos y tomar Comportamientos
mente efectivas:
que tomar para alcanzarlo y, luego, decisiones mucho más rápido, cada del ágiles:
a) Equipos líder futuro
la capacidad de
buscar o generar los datos que nos problema debe ser evaluado con la decisión claramente centralizada
permitan robustecer el análisis. complejidad metodológica que le per- –y no diseminada por la orga-
Por lo general, una de las mayores mita encontrar un balance entre ca- nización– ayudarán a ganar en
barreras para llevar esto a la práctica lidad y velocidad de decisión. Es im- eficiencia. Sin embargo, cuando
es lograr una comunicación efectiva portante entender y clasificar los dife- se trata de tiempo crítico, esta
entre dos lenguajes distintos. Por un rentes requerimientos de complejidad centralización destruye nuestra
lado, el lenguaje del científico de da- de análisis y asignar las herramientas capacidad de respuesta. De allí
tos, experto en programación, en el adecuadas para cada uno de ellos. El que resulte fundamental empo-
análisis estadístico y en la generación índice de DA permite establecer el derar equipos multifuncionales
de algoritmos para procesar la infor- tipo de herramienta y abordaje re- con poder de decisión para re-
mación. Por otro lado, las necesidades querido para una situación, aplicando ducir drásticamente los tiempos
de negocio, con la urgencia de alcanzar solo la complejidad mínima necesaria de respuesta y asegurar un mayor
resultados, en un plazo definido y bajo para tomar la decisión rápido. impacto en la gestión local. Pero,
determinadas condiciones. Lograr un Por lo general, tradiciones de re- para que estos equipos funcio-
idioma en común entre ambos es fun- querimientos burocráticos hacen que nen, se los deberá dotar de meto-
damental para implementar una estra- se demoren decisiones o que se dejen dologías ágiles de decisión, que
tegia de Decision Intelligence efectiva. de aplicar las herramientas por care- aseguren no solo su velocidad,
Petrotecnia • 3 - 2019 | 107

no será suficiente; buscar el error resul-
tará indispensable para poder aprender
rápido y de manera controlada.
Accountability: que el líder reco-
nozca su rol como decisor y gestor del
Planeamiento cambio le implicará hacerse cargo de
dinámico los costos de los escenarios no desea-
dos, ser capaz de dar respuesta sobre
los desvíos y, a partir de ellos, diseñar
nuevos cursos de acción.
Humildad para aprender: renun-
Inteligencia
ciar a las altas cuotas de soberbia per-
de datos
mitirá a los líderes de este nuevo para-
digma de gestión reconocer fácilmen-
te sus errores y aprender de ellos para
favorecer, al mismo tiempo, ese apren-
Herramientas de decisión dizaje tanto en sus equipos como en el
en incertidumbre conjunto de la organización.
Estos cinco ejes conforman las
sino también la calidad y confia- la mitad el tiempo requerido en capacidades clave que una organiza-
bilidad necesaria de su gestión. ellos y duplicar, así, la cantidad ción debe desarrollar para asegurar su
b) Roles ágiles: los equipos ágiles Agilidad tomadas
de decisiones de gestiónpor una agilidad y maximizar su velocidad de
traerán a la organización ambien equipos,
organización. decisión. Queda claro que el primer
güedad sobre quién decide qué, roles y rutinas paso para hacerlo será medir y que el
cómo y cuándo. La clarificación inicio del proceso de transformación
de su participación en el proceso 5. Los comportamientos implica hacer un diagnóstico de nues-
de decisión será crítica para per- Comportamientos
del líder del futuro. Es- tra salud organizacional respecto de
del líder futuro
mitir la interacción eficiente con tos cambios organizacio- estos cinco ejes.
el resto de la organización. nales no tendrán impacto Este análisis se realiza en base a la
c) Rutinas ágiles: el esquema tra- en resultados, no serán medición cuantitativa de indicadores
dicional de reuniones rara vez sostenibles en el tiempo ni tendrán duros de operación (como tiempos de
permite tomar decisiones rápi- un funcionamiento natural si no se aprobación, compras, modificación
das. Por el contrario, carga las logra asegurar un set de valores, há- de recursos) y se los complementa
agendas, diluye las responsabi- bitos y comportamientos, que pueden con el cálculo de indicadores blandos
lidades y demora las decisiones. incluir cambios en los estilos de lide- de gestión (Empowerment, Accounta-
Instalar rutinas ágiles requerirá razgo. Veamos algunos ejemplos: bility, Simplicity, Meeting Burden). De
limpiar los procesos de encuen- Animarse a tomar riesgo y a fallar: esta manera, se podrán detectar tanto
tros innecesarios, redefinir quién en esta nueva filosofía de trabajo ágil, las áreas críticas de desarrollo y enfo-
participará de cada uno y esta- fallar es parte fundamental del proce- car sobre esos puntos los esfuerzos de
blecer pautas estructuradas de so. El resultado no deseado será una de cambio, como así también impactar
preparación y desarrollo de es- las respuestas posibles (y esperables) al rápidamente en los objetivos de la
tas reuniones. Un sistema ágil enfrentar una incertidumbre. De todos organización y en los resultados de
de encuentros podría reducir a modos, sentirse cómodo con el riesgo negocio.
108 | Petrotecnia • 3 - 2019

Los cursos se desarrollan bajo la modalidad online, a través de la plataforma de cursos de IAPG Online.
La misma se encuentra disponible 7x24, es decir los 7 días de la semana las 24 h. posibilitando el acceso
en cualquier hora del día según la disposición del participante.
Esta forma de trabajo, personalizada y adaptada a las necesidades y posibilidades de cada participante
garantiza un aprendizaje efectivo con herramientas sumamente fáciles de utilizar
Registros de Pozo
Instructor: Alberto Khatchikian
Los dos cursos están estructurados en módulos independientes que pueden ser completados entre 3 a 5 horas cada uno e
incluyen trabajos prácticos. Se explica en cada registro primero el principio de funcionamiento y luego la aplicación a la
evaluación de formaciones. Cada nivel tiene contenidos, objetivos y destinatarios específicos.
Registros de Pozo I Registros de Pozo II

Curso Básico Curso Avanzado
Al completar este nivel los profesiones y técni- Este curso es complementario del nivel
cos de la industria serán capaces de leer básico y está dirigido a profesionales y técni-
correctamente un registro y hacer una evalua- cos que utilizan registros de pozo en las
ción rápida del potencial de un pozo. etapas de exploración, desarrollo y workover.
Asimismo, los jóvenes profesionales podrán Incluye registros no vistos y se explican los
familiarizarse con los registros de pozo abierto fundamentos de la Evaluación de Formacio-
y su uso en la evaluación de formaciones. nes con registros de pozo abierto y entubado
y control de calidad de los mismos, como
etapa previa a la evaluación.
Petrotecnia • 3 - 2019 | 109

Este trabajo describe el desarrollo de un prototipo de manta oleofílica e
hidrofóbica con alta capacidad absorbente que pueda ser utilizada en
Trabajo técnico
la recuperación y la remoción de hidrocarburos en derrames acuosos.
Mantas oleofílicas
hidrofóbicas
Por Federico Trupp, Nicolás Torasso y Silvia Goyanes
(Laboratorio de Polímeros & Materiales Compuestos,
Departamento de Física, Facultad de Ciencias Exactas y
Naturales, Universidad de Buenos Aires); Gerardo Rubiolo
(Gerencia Materiales - CNEA / Instituto Sábato, UNSAM/CNEA),
Diana Grondona (Instituto de Física del Plasma, Facultad de
Ciencias Exactas y Naturales, Universidad de Buenos Aires).
L
a protección de los suelos debido trias aceiteras, en la limpieza de de-
al frecuente derrame de hidrocar- rrames de solventes orgánicos como
buros es una práctica habitual en tolueno y benceno, entre otros.
la industria del petróleo. Para ello se Si bien la industria del petróleo en
utilizan mantas absorbentes oleofíli- la Argentina cuenta con proveedores
cas e hidrofóbicas en las cercanías de establecidos de mantas oleofílicas,
los pozos de extracción y las destile- existe la necesidad de optimizar la
rías, con la finalidad de retener de ma- relación eficiencia/costo con el fin de
nera selectiva el líquido derramado, minimizar el impacto ambiental de
sin absorción de agua. Además, este la industria de forma económica. En
tipo de productos pueden ser utiliza- este sentido, uno de los parámetros
dos en estaciones de servicio, indus- cruciales que caracteriza a las mantas
110 | Petrotecnia • 3 - 2019

Objetivo
El objetivo de este trabajo fue el
desarrollo de un prototipo de manta
oleofílica e hidrofóbica con alta capa-
cidad absorbente que pueda ser utili-
zada en la recuperación y la remoción
de hidrocarburos en derrames acuo-
sos. Además, se propuso hacerlo con
una técnica y con materiales que per-
mitan su escalado para la producción
industrial.
Desarrollo y resultados
El desarrollo nace en el contex-
to de una tesis doctoral en física, in-
vestigando descargas en plasma de
radiofrecuencia con distintos gases
carbonáceos como precursores para la
síntesis de estructuras nanométricas.
Se logró obtener un polvo compuesto
por nanopartículas poliméricas que se
aglomeran conformando una red po-
rosa nanoestructurada (Figura 1). Este
material es altamente hidrofóbico y
oleofílico; es decir, repele el agua y a
su vez absorbe aceites e hidrocarburos.
La estructura del material es prin-
cipalmente mesoporosa (Figura 2) y
funciona como absorbente de derra-
mes. En el caso de accidentes sobre el
agua, tiene un efecto coagulante sobre
el hidrocarburo que permite su fácil
remoción, como se muestra en la fi-
gura 3. Tienen una capacidad probada
de absorción de 33 g/g según un ensa-
yo basado en la norma ASTM 726-12.
Membranas
Debido a que las nanopartículas
pueden ser depositadas en diversos
sustratos, surgió la idea de desarro-
llar membranas capaces de permear
solamente los aceites e hidrocarburos
cuando están mezclados con agua.
es su capacidad de absorción de hidro-
carburos en relación a su peso. La mis-
ma es de suma importancia porque
incide directamente en los costos de
transporte, acopio y disposición final.
Todos estos procesos escalan con el
peso del absorbente.
Figura 1. a) Depósito de nanopartículas

hidrofóbicas extraídas del reactor en forma de
escamas; b) Micrografía SEM de las nanopartículas.
Petrotecnia • 3 - 2019 | 111

3% rechazo al agua, a la vez que promue-
ve la fuerza de atracción capilar hacia
los hidrocarburos.
24%
Resistencia a la presión de
agua: se estudió la resistencia de las
membranas a la presión de agua para
Microporos (0-2 nm) distintas densidades superficiales de
polímero depositado (Figura 5). Para
Microporos (0-50 nm) ello se incrementó la presión hidros-
73% tática hasta observar el inicio de la
Microporos (+ 50 nm) permeación de agua. Se observó que
la presión de ruptura aumenta lineal-
mente conforme crece la densidad de-
Figura 2. Análisis BET de la estructura porosa del depósito de las nanopartículas hidrofóbicas.
positada.
Figura 3. Demostración de absorción de petróleo crudo (a) derrame en agua (b) nanopartículas desparramadas sobre la mancha (c) remoción del coágulo
mediante una malla plástica (d) agua limpia luego del proceso.
Para eso se realizaron descargas de branas obtenidas logran una separa- 2,8
plasma sobre distintos materiales ción efectiva de los líquidos, como

Máxima presión de agua soportada (kPa)
2,4
porosos y permeables, utilizándolos se observa en la figura 4. Es posible
como una matriz sobre la cual se de- controlar la densidad superficial del 2,0
positaron las nanopartículas. En par- recubrimiento variando el tiempo de
ticular, se obtuvieron muy buenos exposición al plasma, típicamente de 1,6
resultados utilizando telas no tejidas entre 1 y 10 min. Este tratamiento le
de polipropileno (conocidas comer- confiere a la membrana un carácter 1,2
cialmente como friselinas). Las mem- nanoestructurado que intensifica el

0,8
0 50 100 150 200 250 300

Densidad superficial de NPs (μg/cm2)
Ajuste lineal
Figura 5. Presión de agua soportada por las

membranas en función de la densidad superficial
de recubrimiento polimérico.
Permeabilidad de las mem-

branas: se midió la permeabilidad
de las membranas mediante ensayos
de permeación de aceites con condi-
ciones de presión controladas. En la
figura 6 se observa la relación entre la
densidad superficial del recubrimien-
to de NPs y el cociente entre la per-
meabilidad de la membrana y la de las
telas de polipropileno solas. Es decir,
que se cuantifica la variación de la
permeabilidad relativa al incrementar
el depósito de NPs.
Figura 4. La membrana permite separar aceite de agua tan solo con la presión hidrostática. Está
Mantas
orientada verticalmente y separa el dispositivo en dos partes: en el lado izquierdo, el agua, y el aceite Finalmente surgió la idea de uti-
en contacto simultáneo con la membrana; y en el lado derecho, el aceite permeado. lizar estas membranas selectivas en
112 | Petrotecnia • 3 - 2019

1
q = 0,055
p = -1,11
0,8 80
Pretenido - Pmuestra
Permeabilidad relativa
Absorbencia =
0,6 Pmuestra
70
0,4
60
0,2 p = 4,7 kg/m3
Absorbencia (g/g)
p = 7,1 kg/m3
0 50
0 40 80 120 180 200 p = 13,6 kg/m3
Densidad superficial de NPs (μg/cm2)
p = 19,7 kg/m3
Data (qσ + 1O)p 40
Figura 6. Permeabilidad relativa de las membranas
en función de la densidad superficial de NPs. 30
20
combinación con rellenos de alta po-
rosidad (composición protegida por 10
secreto de patente) para hacer paños
o mantas absorbentes que tuvieran
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120
propiedades superadoras a las de los Tiempo de drenaje (s)
productos conocidos. Luego de varias
Figura 8. Drenaje gravitatorio de las mantas inmediatamente después de estar completamente
pruebas, se halló un relleno óptimo sumergidas en aceite. La absorbencia informada es la correspondiente a 30 s.
compuesto por una combinación de
fibras poliméricas oleofílicas con es-
tructura altamente porosa, con po- El producto consiguió retener en su 50
sibilidad de modificar su densidad y interior el petróleo sin dejar el paso

su porosidad. Las mantas resultan- del agua. 40
tes resisten la presión de agua (no se
Absorbencia (g/g)
30
mojan ni la absorben), son capaces Ensayos de absorción: la ab-
de absorber hasta 50 veces su propio sorción de las mantas fue caracteri- 20
peso y de recuperar hasta un 80% de zada mediante ensayos basados en la
aceites e hidrocarburos (estos valores norma ASTM F726-12 para distintas 10
dependen de la viscosidad y densidad densidades del relleno y usando di-

del líquido). También son de bajo cos- versos fluidos. El ensayo consiste en 0
4,7 7,1 13,0 15,0 20,0
to de fabricación y livianas, lo cual es depositar la muestra en un recipiente Densidad (kg/m3)
una ventaja económica para su dispo- con el líquido y dejar que absorba li- Figura 9. Variación de la absorbencia con la
densidad del relleno protegido.
sición final. bremente por 15 min. Luego se levan-
ta tomándola por un borde y se drena
Absorción selectiva: la manta verticalmente por 30 segundos, en ese muestra de menor densidad. Se com-
desarrollada puede ser utilizada para momento se pesa el fluido retenido. paró este resultado con el de un ab-
la remoción selectiva de hidrocarbu- En la figura 8 se muestra la evolución sorbente de hidrocarburos comercial,
ros en agua. Se realizó un ensayo de en el tiempo del valor de absorbencia que dio 27 veces su peso en las mis-
absorción selectiva, como se observa una vez que se remueve la manta del mas condiciones.
en la figura 7. Se utilizó una muestra recipiente con fluido, para muestras Como se muestra en la figura 9, la
del producto para extraer mediante del producto con distinta densidad relación decreciente entre densidad y
manipulación directa un derrame de de relleno. El valor máximo obtenido absorbencia se mantiene para todas
petróleo sobre la superficie del agua. es de 50 veces su propio peso, para la las muestras.
Figura 7. Ensayo de absorción selectiva. Video completo: https://youtu.be/ve4MuZt6UTM en el canal LP&MC de YouTube.
Petrotecnia • 3 - 2019 | 113

Relleno Densidad [kg/m3] Absorbencia manta oleofílica, ya que permite, de
Absorbente de hidrocarburos comercial 37 ± 3 20 forma efectiva, el paso de los hidro-
Esponja de poliuretano 24 ± 2 10 carburos, no del agua. Su performance
Algodón 37 ± 3 18 de absorción es superior a la de los
productos actualmente presentes en
Sin relleno - 15
el mercado.
Fibras protegidas 4.7 ± 0.4 50 Los productos obtenidos a partir
de las investigaciones presentadas
Tabla 1. Absorbencias de distintos rellenos envueltos en la membrana selectiva.
pueden prevenir o remediar la conta-
Se realizó el ensayo de absorción

para muestras conformadas por la
misma membrana hidrofóbica ex-
terna, pero usando como relleno
distintos productos comerciales. En
la tabla 1 se observan los resultados
obtenidos, donde se puede ver que el
uso del relleno protegido con menor
densidad duplica la performance del
producto comercial, evidenciando la
Figura 10. Componentes involucrados en los costos de las membranas y las mantas.
sinergia entre la membrana y el relle-
no protegido.
membranas y de las mantas teniendo minación de suelos y espejos de agua
en cuenta los factores involucrados en contribuyendo tanto a la seguridad e
Mercado y escalado de el proceso de producción (Tabla 2). higiene en ámbitos industriales, como
los productos Con estos criterios, el costo de a la conservación del ecosistema. Asi-
producción de la membrana es de mismo, la posibilidad de recuperar los
Si bien en el mercado ya existen 0,48 USD/m2 y el de las mantas de líquidos contaminantes para su utili-
varios productos para la absorción y/o 1,25 USD/m2, compuestos según los zación tiene un impacto económico
remoción de aceites e hidrocarburos, gráficos de la figura 10. potencial muy alto.
estos difieren ampliamente en la rela- Considerando una ganancia de
ción costo versus capacidad absorben- fábrica de 20% y un costo de distribu- Agradecimientos
te y en el peso de los mismos. Como ción/comercialización del 80% sobre Este trabajo fue financiado con
se mencionó, esto implica un costo el costo total de fábrica, se estima que fondos de la Universidad de Buenos
adicional vinculado al transporte, el precio de venta de las membranas Aires, del Ministerio de Educación de
acopio y disposición final. Además, es de 1,05 USD/m2 y el de las mantas, la Nación (Secretaría de Políticas Uni-
nuestro desarrollo está conformado 2,7 USD/m2. versitarias, en el marco del programa
por nuevos materiales, distintos de “Universidades Agregando Valor”) y
aquellos de los productos comerciales del Consejo Nacional de Investiga-
existentes. Conclusiones ciones Científicas y Técnicas (CONI-
Actualmente se venden en el mer- CET). Agradecemos la colaboración
cado reactores de plasma industriales Se desarrolló un producto en esca- económica de Y-Tec en el desarrollo
para el tratamiento de las fibras de po- la prototipo para la absorción selecti- de las membranas y a la Dra. Norma
lipropileno que permiten el escalado va de hidrocarburos en suelos y me- D’Accorso por su aporte a la caracteri-
de los productos. Se realizó entonces dios acuosos. El escalado es factible y zación química del polvo nanoestruc-
un análisis de costo de venta de las el producto puede ser utilizado como turado.
Equipo Energía Tela

Precio de venta 526.400 USD Categoría BT < 300 kV Material 100% polipropileno
Horas activas nominales 24hs/día Cargo fijo 3226 $/mes Costo Mercado Libre 0,084 USD/m2
Factor de eficiencia 85% Cargo variable 2.16 $7kWh
Horas activas reales 20 h/día Potencia estimada 10 kW
Capacidad de tratamiento 36.720 m2/mes Horas de trabajo 20 hs/día
Gases Personal Relleno de las mantas

Costo 144 $/kilo Uno por turno de 8 hs 3 Costo 0,48 USD/m2
Eficiencia en depósito 25% Costo empresarial 1511 USD/mes/c/u
Depósito en membrana 2,5 g/m2
Tabla 2. Componentes del costo de producción de los absorbentes.
114 | Petrotecnia • 3 - 2019

Entrevista al Ing. Federico Paloma,
Presidente del Comité Organizador
Actividades
del 4° Congreso Latinoamericano y

6° Nacional de Seguridad, Salud
Ocupacional y Ambiente del IAPG.
“El Congreso de Seguridad,

Salud Ocupacional y Ambiente
relanza todos los temas
que hoy atraviesan
a la industria
y a la sociedad” Por Redacción de Petrotecnia
E
s un gran momento para el área de la industria que cos y exposiciones en mesas redondas.
vela por la Seguridad y por la Salud laboral: en efec- “La decisión provienen de una consulta realizada du-
to, en el marco de la Argentina Oil & Gas 2019, que rante la última edición de este Congreso: encuestamos
siempre adjunta un área académica, se realizará ,como acerca de las preferencias para tratar la información, y las
cada tres años, el 4° Congreso Latinoamericano y 6° Na- mesas redondas resultaron ser un acierto, por eso ahora in-
cional de Seguridad, Salud Ocupacional y Ambiente, con sistimos en ellas y con temas de urgente actualidad”, dijo
temáticas actualizadas y un despliegue de trabajos prácti- Federico Paloma.
116 | Petrotecnia • 3 - 2019

En efecto, las mesas serán las siguientes: para Oil Field Services en BHGE LATAM, Dr. Guillermo Lom-
• Sistemas de Gestión de Seguridad en Perforación y bardo, Profesor de Toxicología Ocupacional de la UnTreF y
Workover. Marcela Bochenski, Manager HSE&OE, Chevron Argentina
• Políticas, programas y procedimientos en prevención SRL; moderada por Gustavo Chaab, Vicepresidente de Me-
del consumo de sustancias psicoactivas en el área de dio Ambiente, Seguridad y Salud de YPF S.A.
hidrocarburos. “Nuestra industria comparte mucho en foros, a través
• La sustentabilidad en la industria del petróleo y del gas. de mejores prácticas y de lecciones aprendidas; y en te-
• Desarrollar una respuesta de emergencia consistente de mas de salud, por ejemplo, las adicciones, que afectan a la
las partes interesadas de O&G en Argentina. sociedad en su conjunto, pero a esta industria la toca de
• Gestión de riesgos ambientales y de seguridad del GNL. cerca porque es una industria de riesgo, entonces multipli-
• La problemática en el uso de los bitrenes. camos el cuidado del bienestar de las personas. Hoy todas
• Oportunidades y desafíos en Seguridad, Salud y Medio las empresas tienen políticas de prevención, y esta es una
Ambiente en No Convencional. oportunidad de poner en claro cómo se está trabajando en
general”, explica Paloma.
Paloma se refirió especialmente a la mesa de susten-
tabilidad: “El tema es tan transversal a toda la industria,
antes se relacionaba con lo puramente ambiental pero Presentación de trabajos
hace tiempo que evolucionó hasta exceder enormemente
esto, hasta incluir la licencia para operar y los derechos de Las expectativas de los organizadores del congreso son
las personas, de manera que invitamos a la Comisión de altas. “Además del marco tan masivo que nos da el ser par-
Sustentabilidad del IAPG para que organizara su espacio te de la AOG 2019, son los temas en sí los que acaparan
dentro del Congreso”. cada vez mayor atención”.
Esta mesa puntualmente tratará los siguientes temas: Se- Es así que contaron con más de 90 sinopsis presenta-
guridad laboral desde la perspectiva de los derechos huma- das, de las cuales más de 70 fueron trabajos efectivamente
nos; Cambio Climático y los ODS; Concepto de sustentabili- presentados. “Es un número muy alto para nuestro sector
dad y su valor para el negocio; Los Derechos Humanos y los y fue proporcional a la calidad de los trabajos; casi todos
pueblos indígenas. Entre los expositores se encuentran Ma- tan buenos que lo más difícil fue programarlos en un espa-
ría José Alzari, Asesor Senior de Empresa y Derechos Huma- cio limitado de tiempo”.
nos, CEADS; Carlos Gentile, Secretario de Cambio Climático Para Paloma, la importancia de este evento es que
y Desarrollo Sustentable en la Secretaría de Ambiente y Desa- “las empresas trabajan en estos ámbitos cada una por su
rrollo Sustentable de la Nación; Sandra Martínez, Presidenta lado, pero aquí tendremos la oportunidad de ponerlo en
del Comité de Sustentabilidad de ARPEL; Cynthia Trigo Paz, común, no solo los que participan de la Comisión Organi-
Consultora Senior de DDHH, Total Francia. zadora, sino todo el sector”. Y compartir, entiende, es un
Posteriormente, se detuvo en describir la Mesa de Ges- valor agregado a la industria, ya que brinda la posibilidad
tión de riesgos ambientales y de seguridad del GNL, donde de difundirlo hacia afuera.
se tratarán los siguientes temas: Aspectos portuarios de las Un aspecto que recalcó fue el de la seguridad vial:
terminales de GNL; La nueva regulación del GNL; Riesgos “Todos leemos sobre los accidentes viales a diario, pero
de operación de GNL; experiencia de la terminal GNL Es- nuestro riesgo es a veces mayor porque para desplazarse
cobar; Planificación auditorías de por las zonas de producción los
seguridad en terminales de GNL; caminos no son fáciles: no están
Regulación Ambiental y de Segu- todos en buenas condiciones y
ridad del GNL. hay que viajar muchos kilóme-
Desde la perspectiva técnica, tros por ripio, con viento, nieve
el presidente del Congreso descri- o hielo”.
bió la mesa sobre la problemática Las compañías cuidan este
en el uso de los bitrenes, que son aspecto y la capacitación, así
“camiones con dos cisternas, con como los tiempos de estar detrás
una tecnología distinta de los aco- del volante. “En el 4° Congreso
plados antiguos que no se pueden Latinoamericano y 6° Nacional
usar en cualquier lado, se trabaja de Seguridad, Salud Ocupacional
con el Ministerio de Transporte y Ambiente todas mostrarán lo
para mejorar la eficiencia y los cos- que están haciendo”, dijo.
tos de transporte y la seguridad”. En cuanto a los deseos que
Por último, profundizó en una tiene para este evento, Paloma
problemática que apela a toda la manifestó: “Esperamos realmen-
sociedad: la mesa sobre Oportuni- te tener una buena concurrencia.
dades y desafíos en Seguridad, Sa- Hemos trabajado mucho para
lud y Medio Ambiente en No Con- que así sea, evaluando las temá-
vencional, con panelistas, como ticas, añadiendo nuevas y relan-
Federico Caldora, Vicepresidente zando las tradicionales y espera-
Health, Safety & Environment de mos que la recepción sea buena y
PAE, Edgar Zuleta, HSE Director que no baje el entusiasmo”.
Petrotecnia • 3 - 2019 | 117

Congresos
2019 trae nuevas oportunidades de alto nivel técnico

para volver a reunir a los profesionales de la industria.
Congresos y
118 | Petrotecnia • 3 - 2019
Jornadas
Como es una conferencia de carácter mundial, el foco
estuvo puesto principalmente en Latino América y parti-
cularmente en la Argentina. Una excelente oportunidad
para el campo energético de nuestro país a ser expuesto
al mundo de manera profesional e innovadora. Fue una
chance inigualable para presentar la historia energética de
la Argentina, su alto nivel profesional y sobre todo dar a
conocer al mundo las diversas fuentes de oportunidades
de alto impacto que la Argentina tiene para brindar en el
campo de la exploración y el desarrollo de hidrocarburos,
en vísperas de convertirse nuevamente en un país autosus-
tentable y exportador de energía.
Se contó con la exposición de trabajos de todo el mun-
do, y a lo largo de las tres jornadas de exposición se abar-
caron dos aspectos principales referentes a la Argentina: el
esfuerzo de todo el ámbito relacionado con la energía en
incrementar el conocimiento y el desarrollo de hidrocar-
buros no convencionales de la Formación Vaca Muerta, y
el renovado interés volcado en la exploración del offshore
como consecuencia de la Ronda Licitatoria que cerró en
abril último. El compendio de ambos espacios ha permi-
tido mostrar la activa participación de las principales em-
presas locales e internacionales de alto nivel mundial en
nuestro país, tanto operadoras como de servicios.
La apertura de la conferencia fue el martes 27 y contó
con la presencia y la palabras de bienvenida a cargo de Car-
los Colo, Presidente General del evento, Daniel González
Presidente Honorario y CEO de YPF, Gustavo Lopetegui
Secretario de Energía de la Nación y Mike Party Presidente
del AAPG. Durante su desarrollo, el Secretario de Energía
anunció la segunda Ronda Licitatoria del Offshore para el
primer trimestre 2019.
La conferencia estuvo dentro de un marco claramen-
te vinculado con el valor de las geociencias aplicadas a la
industria del petróleo y el gas. Siempre con incapié en la
visión de largo plazo y la mitigación en el daño al medio
ambiente, condiciones indispensables para crear valor no
solo para las compañías, sino para la sociedad en su con-
junto.
Las energías renovables no satisfacen hoy y a futuro la
demanda creciente de la población, por eso tanto el petró-
leo como el gas seguirán teniendo una alta demanda por
las próximas décadas. Además, América Latina está clara-
mente bien posicionada como fuente de energía gracias a
sus enormes recursos potenciales hidrocarburíferos.
La Argentina cuenta con más de un siglo de historia
energética, con clara integración de empresas nacionales
Encuentro AAPG ICE 2019 e internacionales, infraestructura, profesionales calificados
International Conference & Exhibition, y un marco regulatorio perfectible que han permitido un
nuevo impulso de actividad. Esto ha puesto en marcha
Buenos Aires, Argentina la cadena productiva de energía, desde el estudio e inte-
rés en cuencas de frontera, desarrollo del conocimiento y
Del 27 al 30 de agosto, 2019 se llevó a cabo la Conferen- producción de recursos no convencionales y el rejuvene-
cia y Exhibición Internacional ICE 2019 en los salones del cimiento de campos maduros, llevando a la Argentina a
Hotel Hilton de Buenos Aires. Este evento, por primera vez la reinserción en el campo productivo y la consecuente
desarrollado en nuestro país, fue organizado por la American exportación de hidrocarburos. Esto es solo posible y sus-
Association of Petroleum Geologists (AAPG) y la Asociación tentable en el tiempo con la aplicación de tecnología de
Argentina de Geólogos y Geofísicos Petroleros (AAGyGP). punta, el esfuerzo que cada una de las empresas imprime a
Petrotecnia • 3 - 2019 | 119

sus actividades, la necesaria construcción de instalaciones El AAPG ICE 2019 pasó por Buenos Aires
para su eficiente puesta en desarrollo y distribución, y no
menos importante, el entusiasmo y desempeño que día a Entre el 27 y el 30 de agosto últimos de 2019 se llevó
día brindan todos los profesionales y trabajadores vincula- a cabo en el Hotel Hilton de la ciudad de Buenos Aires la
dos al ámbito energético. Conferencia y Exhibición Internacional (ICE, por sus si-
La mayor parte del mundo estuvo representada en esta glas en inglés) de la Asociación Americana de Geólogos
convención de la mano de profesionales, empresas, ente Petroleros.
gubernamentales y académicos. La convocatoria resultó Durante el fin de semana anterior al evento se llevaron
en la participación de 1400 asistentes y la exposición de a cabo tres salidas de campo con distintos enfoques geoló-
alrededor de 300 trabajos técnicos, tanto en sesiones ora- gicos según los lugares visitados: Cuenca Neuquina, Cuen-
les como en modalidad de póster, con temáticas referidas ca Cretácica en la provincia de Salta y distintas cuencas
a Cuencas y Sistemas Petroleros, Recursos No Convencio- sedimentarias en la provincia de Buenos Aires. Asimismo,
nales, Geología Estructural, Tectónica y Geomecánica, durante los días lunes 26 y martes 27 de agosto se dictaron
Geofísica, Exploración y Producción en aguas profundas, cinco cursos cortos relacionados con temas técnicos espe-
Campos Maduros, Energía y Medio Ambiente. Alrededor cíficos y de interés para geocientistas de la industria del
de 200 compañías estuvieron involucradas con el evento, petróleo y el gas.
contándose con el soporte económico de 42 sponsors. En Entre el miércoles 28 y el viernes 30 se desarrollaron
un amplio pabellón de stands comerciales y de entes aca- las sesiones técnicas orales y de posters, en paralelo con la
démicos, gubernamentales nacionales e internacionales se exhibición de stands y actividades de numerosas empre-
dió lugar a la presentación de trabajos técnicos, de divul- sas nacionales e internacionales, con fuerte presencia de
gación y exposiciones comerciales. funcionarios de gobiernos o ministerios de varios países
Además de las exposiciones técnicas también se desarro- de América, África y Asia que mostraron al público los blo-
llaron diversos cursos, viajes de campo y encuentros de dis- ques disponibles para explorar y desarrollar en sus respec-
cusión y difusión, con la exposición de referentes de nivel tivos territorios.
mundial y local, que tuvieron alta convocatoria e interés. Desde mi punto de vista, que me desempeño como Geó-
Como el “Foro de agencias regulatorias nacionales de Ar- loga Junior en Exploración para una empresa argentina del
gentina, Colombia, Perú y Brasil”, “Foro de Petróleo y Gas sector privado, los temas técnicos tratados en las sesiones
en América Latina”, “Perspectivas de Compañías Petroleras orales me parecieron muy interesantes, con presentaciones
Internacionales”, “Historia de la Geología del Petróleo” y breves, en general entretenidas y de muy buen nivel téc-
“Foro de Super Basins de Latino América”. También hubo nico. Si bien muchos de los títulos de las sesiones técnicas
sesiones especiales agrupadas por países (Argentina, Brasil, involucraron una escala global, destaco la preponderancia
Bolivia, Colombia, Mexico y Perú). Durante miércoles y jue- de temas orientados específicamente a la exploración de
ves se realizaron almuerzos con exposiciones: “Transición hidrocarburos en los márgenes atlánticos de América Cen-
Energética” y “Perspectivas de compañías argentinas de de- tral y del Sur y de África, así como el caso particular del
sarrollo de Vaca Muerta”. Y como es costumbre en el AAPG, offshore argentino, el play Vaca Muerta en la Argentina, la
un espacio especial estuvo dedicado en la divulgación hacia exploración en el subandino argentino, boliviano y perua-
estudiantes y jóvenes profesionales. no y el potencial prospectivo en distintos países de América
La conferencia ICE Buenos Aires 2019 ha permitido Latina. Este evento internacional al que asistieron geocien-
mostrar la Argentina al mundo como país clave para las tistas y managers de todas partes del mundo fue una buena
empresas que buscan diversificación de oportunidades y oportunidad para poner en vidriera las grandes oportuni-
ampliar su espectro geográfico con la captura de áreas de dades que ofrece el continente americano en el área de las
alto potencial de recursos. Y en este aspecto, el foco estu- inversiones y el potencial hidrocarburífero.
vo puesto principalmente en el no convencional de Vaca Mi aspecto preferido del evento fue el lugar que se les
Muerta y el offshore argentino. dio a los jóvenes, tanto para los cursos cortos y viajes de
Esta ocasión histórica de ser sede de una conferencia de campo precongreso, como para la inscripción a las sesio-
tal envergadura a nivel mundial resultó un ámbito esencial nes técnicas, se otorgaron becas que permitieron la parti-
para difundir el Congreso de Exploración y Desarrollo de cipación de estudiantes de grado y posgrado en todas las
Hidrocarburos del IAPG que se llevará a cabo del 9 al 12 de actividades. También se realizó un cóctel especial para los
Noviembre, 2021. El lema del CONEXPLO 2021 “El Desa- jóvenes, donde se les dio la oportunidad de divertirse y
fío de Consolidar el Crecimiento” acompaña de manera acercarse a profesionales insertos en la industria. Duran-
unánime el mensaje cosechado a lo largo de estos 4 días te mi carrera universitaria tuve el beneficio de contar con
de conferencia: imprimir el entusiasmo y marcar el rumbo una beca del IAPG para un congreso de la industria, lo que
hacia el desarrollo de una Argentina de alto impacto ener- me permitió entrar en contacto con empresas y personas
gético, con diversificación de recursos hidrocarburíferos y que más tarde podrían ser mis empleadores, por lo que viví
atractiva ante la mirada del mundo. Esperamos contar con en primera persona la importancia de otorgar este tipo de
gran participación de la comunidad profesional, empresa- oportunidades a los que recién se inician en el camino de
rial, académica y gubernamental, y hacer de este encuen- la industria energética”.
tro un espacio de positiva apertura, calificada difusión y
discusión de alto nivel. Por Lic. María Eugenia Novara,
Lic. Claudia Borbolla, Presidente del Comité Organizador miembro de la Comisión de Jóvenes Profesionales del IAPG
del 11º Congreso de Exploración y
Desarrollo de Hidrocarburos del IAPG (Conexplo2021)
120 | Petrotecnia • 3 - 2019

Los que vendrán
Llega la XII Argentina Oil&Gas Expo rios representantes de la cadena de valor del petróleo y gas
e industrias relacionadas; asumiendo siempre el compro-
miso de respetar el medio ambiente.
La Exposición Internacional del Petróleo y del Gas es
considerada uno de los principales eventos de la industria
de los hidrocarburos en la región. Goza de gran recono-
cimiento internacional y se encuentra consolidada en el
mercado del petróleo, gas e industrias relacionadas.
Para su 12o edición se proyecta la participación de más
de 300 empresas en una superficie de unos 35.000 m², con
la presencia esperada de 20.000 visitantes profesionales.
En paralelo se llevará a cabo el 4to Congreso Lati-
noamericano y Nacional de Seguridad, Salud Ocu-
pacional y Ambiente, organizado por la Comisión de
Seguridad, Salud y Ambiente, del cual se habla más ade-
lante. Asimismo, se organizarán rondas de negocios con
Cada dos años el Instituto Argentino del Petróleo y del el fin de vincular empresas argentinas con firmas extranje-
Gas (IAPG) organiza la Argentina Oil & Gas Expo, con- ras. Por último, se desarrollará un completo programa de
vocando a los más destacados especialistas para diseñar actividades académicas que incluye conferencias técnicas;
estrategias que permitan seguir desarrollando una de las lanzamiento y demostraciones de productos, jornadas y
industrias que mueve el mayor volumen de negocios del talleres, entre otras.
mundo. La próxima edición será del 23 al 26 de septiembre Una industria dinámica que produce avances tecnoló-
en La Rural Predio Ferial, en Buenos Aires, fundamental- gicos permanentes exige actualización constante. Los mi-
mente, para promover y potenciar un espacio de intercam- les de visitantes de cada edición lo saben y allí estarán. Más
bio comercial que involucre al conjunto de los empresa- información: http://www.aogexpo.com.ar
Petrotecnia • 3 - 2019 | 121

4to Congreso Latinoamericano y Nacional bilidad, Licencia Social y Vinculación con los Objetivos de
de Seguridad, Salud Ocupacional Desarrollo Sostenible. Como la AOG 2019, este Congreso
tendrá lugar en La Rural Predio Ferial de Buenos Aires, en
y Ambiente Av. Sarmiento 2704, de Buenos Aires, Argentina.
Más información: http://www.iapg.org.ar/congre-
sos/2019/Seguridad19
VII Congreso de Producción y Desarrollo

de Reservas
Bajo el lema “Experiencias innovadoras y sustentables
en Seguridad, Salud y Ambiente”, el próximo septiembre
de 2019 el IAPG realizará, en el marco de la AOG2019, el 4º
Congreso Latinoamericano y Nacional de Seguridad, Salud
Ocupacional y Ambiente, organizado por la Comisión de
Seguridad, Salud y Ambiente.
Un ámbito para el intercambio de experiencias, compar-
tir conocimientos y fomentar la innovación en un área tan
sensible de la actividad de nuestra industria del petróleo y
el gas, como es el cuidado de las personas y del Ambiente.
Con la modalidad de presentación de trabajos técnicos, me- La Argentina se encuentra en una coyuntura energé-
sas redondas, charlas magistrales y actividades interactivas, tica trascendente y enfrenta nuevos desafíos. El área de la
reuniremos a técnicos y expertos, referentes en temas de Sa- producción es crucial para la industria, por eso surge la
lud Seguridad y Ambiente de todo el país que contará con la necesidad de analizarla en el eje del convencional y no
concurrencia de destacados oradores de nivel internacional. convencional.
Los módulos de temas que se desarrollarán serán los si- Para profundizar en el tema se desarrollará el 7o Con-
guientes: Seguridad e Higiene; Movilidad segura, Seguri- greso de Producción y Desarrollo de Reservas, del 5 al 8
dad de procesos, Competencias, Indicadores, Barreras de de noviembre, en la ciudad de Mar del Plata (provincia de
control, Gestión del cambio, Respuesta a la emergencia, Buenos Aires).
Nuevas herramientas y tecnologías aplicadas, Análisis de El temario incluye Ingeniería de Producción y Operacio-
riesgo, Comportamiento humano, Ergonomía y Ambien- nes, Geociencias e Ingeniería de Reservorios, Medio ambien-
te, Gestión de Residuos, Eficiencia energética y reducción te y Comunidades, Terminación, Reparación y Estimulación
de emisiones, Gestión del agua, Recuperación de sitios de Pozos, Economía de la Producción, Reservorios No Con-
contaminados, Indicadores ambientales; y Salud Ocupa- vencionales e Innovación y Transferencia de Tecnología.
cional: factores psicosociales, Prevención de adicciones, Más información: http://www.iapg.org.ar/congre-
Enfermedades profesionales, Manejo del estrés, Sustenta- sos/2019/produccion
122 | Petrotecnia • 3 - 2019

(CIQyP), enfatizó: “Lamentablemente el sector se en-
Informe mensual de la industria cuentra en línea con la situación general de la indus-
petroquímica - CIQyP tria, con bajo uso de la capacidad instalada y ventas
que no logran salir de la zona negativa, a excepción de
Elaborado por la Cámara de la Industria Química y algunos subsectores en particular”.
Petroquímica (CIQyP) el informe mensual con el pano-
rama sectorial destaca que durante los primeros siete
meses del año la producción, las ventas locales y las
exportaciones −estas dos últimas medidas en dólares− TGN comienza a operar el Gasoducto
muestran caídas del 3%, 25% y 28 %, respectivamente. del Noreste argentino(GNEA)
El informe de la CIQyP detalla también que inte-
ranualmente la producción (en toneladas) creció un Luego de participar en la licitación pública nacional
2% ayudado por el segmento de agroquímicos; sin em- convocada por IEASA, TGN se adjudicó la operación y
bargo, las ventas locales y las exportaciones mostraron mantenimiento de los tramos del GNEA ubicados en
un signo negativo cayendo un 13% y un 52%, respec- las provincias de Santa Fe y del Chaco, que llevarán gas
tivamente. La principal incidencia positiva se registró a industrias y usuarios residenciales de las localidades
en la elaboración de agroquímicos y fertilizantes, que alcanzadas por el sistema de gasoductos.
presentan un incremento anual acumulado del 21% y De esta manera, TGN se consolida como la mayor
el 22% en cantidades producidas y ventas locales, ex- operadora de gasoductos de Sudamérica con un total
plicados por las buenas perspectivas del sector. de 10.900 km de ductos de alta presión, entre propios
Con respecto a las exportaciones, estas continúan y de terceros.
en caída; ya que durante julio de 2019 fueron un 20%
inferior a las del mes de junio de este año.
En línea con lo mencionado y ante este escenario,
la capacidad instalada interanual del sector petroquí-
mico cayó un 59% y un 39% para los productos pe-
troquímicos de uso final y los petroquímicos básicos e
intermedios, respectivamente, con un capacidad pro-
medio de uso en los primeros siete meses del año del
80% y del 63%, respectivamente.
El sector PyMIQ (Pequeña y Mediana Empresa Quí-
mica) interanualmente presenta que la producción cre-
ció un 13% acumulando una suba del 1% en el año; A partir del 1 de septiembre, la transportista tiene a
por su parte, las ventas locales mostraron una caída in- su cargo la operación y el mantenimiento:
teranual del 15% acumulando una baja anual del 14%. • del gasoducto troncal GNEA, de 24” de diáme-
En conclusión, las ventas totales (mercado local tro a lo largo de 694 km y;
+ exportaciones) de los productos informados por las • de los ramales secundarios, que con un diáme-
empresas participantes del informe para los primeros tro de entre 4” y 10”, abastecen a lo largo de
siete meses del año alcanzan USD1965 millones. 1000 km las localidades en ambas provincias.
Con respecto a los resultados que presentan el in-
forme mensual, Jorge De Zavaleta, Director Ejecutivo La operación consiste en realizar las maniobras ne-
de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica cesarias para que el gas natural fluya desde la inyección
en el gasoducto en su vinculación con el Sistema de
Índice General SIES (Sistema de Información Estadístico Sectorial)
TGN, en cercanías de Santa Fe, hasta los diversos pun-
Variación Variación Variación tos de consumo. TGN deberá velar por una correcta
Unidad Jul. 19 Jul. 19 acumulada presión de trabajo, el transporte y la entrega de los vo-
vs. Jun 19 vs. Jul 18 2019 vs. 2018
lúmenes pactados, controlar la calidad del gas, realizar
Producción toneladas -11% 2% -3%
los planes de integridad de las instalaciones, atender
Ventas locales dólares -5% -13% -25%
las estaciones de medición y regulación, el correcto es-
Ventas externas dólares -20% -52% -28%
tado y funcionamiento de las válvulas, la protección
Petrotecnia • 3, 2019 | 123

de las instalaciones frente a posibles daños de terceros
y un sinfín de tareas adicionales que hacen a la confia- Jesús Grande, nuevo CEO de San Antonio
bilidad del servicio y a la seguridad de las personas y los
Novedades
bienes cercanos a los gasoductos. El Directorio de San Antonio anunció el nombra-

Para ello TGN cuenta con un equipo de ingenieros miento del Ing. Jesús Grande como nuevo Chief Execu-
y técnicos especializados, a quienes se sumarán más tive Officer (CEO) a partir del pasado 20 de agosto, suce-
profesionales convocados de instituciones formativas diendo a Walter Forwood, quien ha tomado la decisión
locales. de retirarse de la compañía.
Jesús posee una larga y exitosa carrera en la indus-

tria del petróleo y el gas, se desempenó en múltiples
Este hito constituye un momento trascendente no posiciones técnicas, gerenciales y ejecutivas por más de
solo para TGN, sino también para las economías pro- 30 años. También, se desempeñó recientemente como
vinciales. Se podrán instalar industrias que utilicen el Presidente para América Latina en Baker Hughes, una
gas natural como energético principal, se capacitarán y compañía del grupo General Electric, basado en Río
desarrollarán técnicos locales especialistas en este flui- de Janeiro. Previo a su paso por Baker Hughes, Jesús
do, así como de pequeñas y medianas empresas cons- trabajó en YPF como vicepresidente de sus operacio-
tructoras que serán convocadas para desarrollar las re- nes de exploración y producción. Anteriormente, Jesús
des de distribución urbana. desempeñó varios roles de creciente responsabilidad en
La obra completa del GNEA abarca el Este de la Pro- Schlumberger durante casi 20 años.
vincia de Salta y las provincias de Formosa, Chaco y
Santa Fe, posibilitando así que más argentinos tengan
acceso al servicio de gas natural de modo más eficiente
y económico. Los usuarios potenciales alcanzados por
los beneficios del transporte de gas son 378.000 distri- Galileo exporta la tecnología de GNL
buidos en las localidades próximas al gasoducto. desarrollada para Vaca Muerta
La empresa Galileo exporta a Estados Unidos la tec-
nología de GNL desarrollada para Vaca Muerta, destacó
Osvaldo del Campo, CEO de Galileo Technologies. La
compañía exporta y pone en marcha Estaciones Cryo-
box-Trailer® de Producción de GNL para que el shale
gas de Marcellus llegue a los consumidores de los Esta-
dos Unidos.
Con la instalación de Estaciones Cryobox-Trailer
en el noreste de Pennsylvania, se busca repetir la ex-
periencia que Galileo Technologies ha desarrollado en
la Argentina durante los últimos dos años con la Pro-
ducción Distribuida de Gas Natural Licuado (GNL) en
pozos no convencionales de la formación Vaca Muerta
y en pozos no conectados a los gasoductos.
124 | Petrotecnia • 3, 2019

los consumidores”, señaló Mark Casaday, CEO de Edge.
En el otro extremo de la cadena de valor, “Edge
beneficia a los productores de hidrocarburos porque
monetiza gas independientemente de la capacidad pro-
ductiva de los pozos”, concluyó Casaday.
Tecnología probada en GNL de Pequeña Escala

En la Argentina, el GNL producido por las estacio-
nes Cryobox-Trailer en pozos no convencionales es
consumido por la Central Termoeléctrica Anchoris,
que es la primera central a gas del país que no requiere
de conexión a un gasoducto, ya que es alimentada por
Gasoducto Virtual.
Uno de los 12 Cryobox-Trailer que se exportan a Estados Unidos, en la
El GNL también es consumido por los camiones
terminal portuaria Zárate. que transportan los isotanques criogénicos del Ga-
soducto Virtual. La experiencia sirve de caso testigo de
las ventajas del GNL como combustible vehicular y Ga-
Al acondicionar y licuar el gas natural en los pozos, lileo Technologies trabaja en el desarrollo de Corredo-
los Cryobox-Trailer hacen que el gas adquiera calidad res Azules de estaciones de servicio y centros logísticos
comercial y pueda ser distribuido como combustible que puedan ofrecer GNL y Gas Natural Comprimido
líquido a través de un sistema de Gasoducto Virtual® (GNC) sin depender de conexión a las redes de gas.
de GNL que transporta el gas en isotanques criogéni- En el balance de la experiencia argentina en GNL
cos por rutas y autopistas. Con ello, es posible alcan- desarrollada por Galileo Technologies se destacan los
zar consumidores que solo podrían ser atendidos a un siguientes resultados:
costo muy elevado por los gasoductos convencionales. • La Central Termoeléctrica de Anchoris ofre-
Entre este tipo de potenciales clientes se encuen- ce un precio competitivo por megawatt (MW)
tran las comunidades rurales, las centrales eléctricas cuando es comparada con otras centrales a gas
para Generación Distribuida, el transporte pesado y las del sistema.
industrias que buscan suministro de gas sin restriccio- • Se reduce en un 50% la factura del combustible
nes de estacionalidad. en los camiones.
Por otra parte, los Cryobox-Trailer consiguen que • Se elimina el flaring o quema de gas en los pozos
el gas natural que hubiera permanecido confinado en de testing.
los pozos o quemado en antorchas, con su consecuente • Se reducen las emisiones de dióxido de carbo-
impacto ambiental, sea aprovechado como combusti- no (CO2) en un 30% en la generación eléctrica
ble barato. distribuida y en un 20% en los escapes de los
En los Estados Unidos, los equipos fabricados por camiones.
Galileo Technologies son operados por Edge Gathering
Virtual Pipelines 2 LLC (Edge), una compañía que tie-
ne como accionistas a Blue Water Energy y a Galileo
Global Technologies y que, a su vez, cuenta con un Schneider Electric inaugura
acuerdo especial de comercialización de servicios con la primera fábrica inteligente en México
NextEra Energy Marketing LLC, una subsidiaria de Ne-
xtEra Energy, Inc., la mayor compañía de producción y Schneider Electric, especializada en la transforma-
distribución de energía de los Estados Unidos. ción digital de la gestión de la energía y la automatiza-
En el inicio de sus operaciones, Edge ha entregado ción, inauguró su primera fábrica inteligente en Méxi-
exitosamente más 30.000 galones de GNL a su primer co, que funciona como exhibición para que los clientes
cliente: Emera Energy Services, Inc. La operación se rea- y los socios observen cómo la transformación digital
lizó por Gasoducto Virtual y consiguió transportar gas puede ayudarlos a tomar decisiones informadas y ba-
desde un pozo de gas de testing ubicado a unos 500 km. sadas en datos que mejoren la rentabilidad, el rendi-
“Con nuestro aporte tecnológico a Edge, buscamos miento de la gestión de activos y la eficiencia operativa
distribuir el shale gas de Marcellus en una forma más y, a su vez, contribuyan a tener una fuerza laboral más
competitiva y eficiente que los gasoductos”, afirmó Os- capacitada y productiva, al tiempo que se mantienen
valdo del Campo, CEO de Galileo Technologies. los niveles de seguridad, agilidad y sostenibilidad am-
“Es lo que llamamos Gas de Tercera Generación o Gas biental de las operaciones.
3.0, porque con GNL acortamos la distancia entre los Schneider Electric integra sus soluciones EcoStruxu-
pozos y los consumidores sin necesidad de depender de re para productos conectados en sus operaciones de fa-
gasoductos ni de ninguna infraestructura centralizada bricación con el fin de mostrar el valor de adoptar el
de gathering o compresión de gas”, agregó Del Campo. modelo de fábrica inteligente y cuán sencillo es iniciar
En virtud de su Producción Distribuida de GNL y el camino hacia la digitalización.
de su Gasoducto Virtual, “Edge tiene la capacidad para Las fábricas inteligentes son un componente cen-
distribuir GNL a un 60% o un 70% del precio spot del tral de su propia transformación digital de la cadena
mercado y sin saltos de estacionalidad, beneficiando a de suministro en miras a un modelo 4.0 a medida, sos-

variadores en gabinete, tableros de distribución e inte-
rruptores de seguridad. La fábrica inteligente de Sch-
neider Electric también ha establecido alianzas con la
Novedades
Universidad Autónoma de Nuevo León, TecMilenio, el

Tecnológico de Monterrey y la Universidad del Valle
de México para conducir programas de capacitación y
formación especializada en el marco de conferencias,
talleres y seminarios, además de abordar las prácticas
profesionales. Cuenta con las certificaciones de calidad
ISO9000 e ISO14000, y es miembro de la Asociación
de Maquiladoras y Manufactureras de Exportación de
Nuevo León.
Con los dominios de EcoStruxure, esperamos ob-
tener numerosos beneficios productivos en la fábrica
tenible y conectado –Tailored Sustainable Connected– inteligente de Monterrey, entre los que se incluyen los
dentro de su organización en el área de Global Supply siguientes:
Chain, donde la empresa aprovecha la digitalización • Reducción de los costos de mantenimiento en un
para ofrecer integración de extremo a extremo y visibi- 20% en simultáneo con aumentos de la eficiencia
lidad en todos los puntos de las operaciones de la cade- general de los equipos en un 7%.
na de suministro para aumentar el rendimiento global. • Agilidad en la gestión y eficiencia de los procesos,
En la exhibición de la fábrica inteligente de Monte- con menos de un año de ROI como resultado de la
rrey, se contemplan cinco dominios de EcoStruxure™, eficiencia de los procesos.
la arquitectura y la plataforma de sistemas abierta, in- • Transparencia y visibilidad en toda la operación de
teroperativa y compatible con la Internet de las cosas: la planta.
EcoStruxure Building: desde el diseño hasta la in- • Aumento de la eficiencia de los procesos por enci-
tegración y la puesta en marcha, EcoStruxure™ ma del 10%.
Building aporta a los edificios los más altos nive- • Implementación en las máquinas de mayor critici-
les de eficiencia de ingeniería. En combinación dad, como los sistemas de pintura y soldadura robo-
con activos y servicios de rendimiento energé- tizada, y la línea de tableros de distribución donde se
tico hace posible que los edificios sean eficien- monitorean las variables críticas; se reciben alarmas
tes durante toda su vida útil, lo que garantiza y se recopilan datos para evitar fallas imprevistas.
la productividad y el confort de los ocupantes. • Reducción de los tiempos de mantenimiento.
EcoStruxure Power: solución diseñada para arqui- • Importantes mejoras en la seguridad durante las
tecturas de baja y media tensión, aumenta la co- intervenciones de mantenimiento a través de Aug-
nectividad, confiabilidad operativa y capacidad mented Operator Advisor.
de análisis inteligentes. • Eficiencia energética: hasta un 10% adicional de
EcoStruxure Data Center: en un mundo conectado, ahorros respecto de un nivel de consumo ya opti-
hoy es más importante que nunca proteger la mizado.
información y los datos críticos. Nos asegura- • Reducción de la huella de carbono en 377 toneladas.
mos de que la infraestructura física del centro • Rendimiento de activos y confiabilidad: hasta un
de datos de nuestros clientes pueda adaptarse 10% de optimización de la gestión y el manteni-
rápidamente para hacer frente a las demandas miento de establecimientos en costos de mano de
futuras asociadas a la Internet de las cosas y el obra y repuestos.
crecimiento –en la nube y en el extremo de la • Aumento de las tareas de mantenimiento preventi-
red– sin poner en riesgo la disponibilidad ni la vo versus mantenimiento correctivo.
eficiencia operativa en ningún momento.
EcoStruxure Plant y EcoStruxure Machine: nuestras En 2018, en los establecimientos del área de Global
tecnologías para internet industrial de las cosas Supply Chain de Schneider, que abarca 200 plantas de
(IIoT), que incluyen software integrado, están fabricación en 46 países y 98 centros de distribución,
preparadas para la fabricación inteligente y pue- los 86.000 trabajadores que integran su sólida fuerza de
den generar nuevas oportunidades comerciales trabajo gestionaron más de 260.000 referencias y pro-
para plantas y fabricantes de máquinas. cesaron más de 150.000 líneas de pedido por día.
Un camino a la digitalización
El equipo de Schneider Electric de Monterrey pro-
bó con muy buenos resultados numerosas soluciones Con Cryobox, Galileo alcanza la media
digitales, ofreció capacitación específica a su personal escala en producción de GNL
para que pueda interactuar con IIoT e implementó las
soluciones en cuestión en distintos puntos de la red Galileo Technologies fue contratada por Eneva para
de fabricación global de la empresa. Esta red incluye construir una planta que producirá 600.000 metros cú-
1100 empleados en dos líneas de producción, que fa- bicos diarios (m3/d) de gas natural licuado (GNL) para
brican productos como centros de control de motores, abastecer a una nueva central térmica.

Complexo Parnaíba, el primero de los proyectos incrementar la seguridad energética del estado en for-
R2W de Eneva. La central Jaguaritica II será el segundo ma más limpia, y para el país, por aumentar la oferta
gracias al GNL producido por los Cryobox en Campo de energía en una región dependiente del diésel y de la
de Azulão. energía proveniente de Venezuela. No podría estar más
Hasta ahora las Estaciones Cryobox® habían conse- satisfecho”, señaló el CEO de Eneva, Pedro Zinner, en
guido satisfacer adecuadamente las expectativas de la su comunicado de prensa sobre el resultado de la licita-
micro y de la pequeña escala en la Producción Distri- ción convocada por la CEEE.
buida de GNL. Con el proyecto adjudicado por Eneva Gracias a la producción de GNL en Campo de
para la producción de GNL en el yacimiento de Campo Azulão y a la incorporación de la central Jaguaritica
de Azulão, en la Cuenca Amazónica, será la primera II, Eneva alcanzará una capacidad contratada de 2,7
vez que una planta de licuefacción configurada en base gigawatts (GW). Es el segundo proyecto del modelo
a Estaciones Cryobox® alcance valores de la mid-scale Reservoir-to-Wire (R2W) que se desarrolla en América
LNG (producción de GNL de escala media, según la de- del Sur y en el mundo. El primero fue desarrollado inte-
finición en inglés). gralmente por Galileo Technologies en 2017 y conecta
El GNL producido por las Estaciones Cryobox® en la producción de GNL en pozos dispersos que incluyen
Campo de Azulão será almacenado en isotanques crio- a la formación Vaca Muerta con la central termoeléctri-
génicos para facilitar su transporte por carretera hacia ca instalada en Anchoris.
la central termoeléctrica Jaguaritica II, que Eneva insta- Por otra parte, “la producción de GNL en Campo de
lará en el Estado de Roraima. Gracias a ese gas, la nueva Azulão le permitirá a Eneva movilizar con menos costo
central generará 117 megawatts (MW), vendidos por y por carretera recursos gasíferos que estaban confina-
ENEVA en el concurso realizado el 31 de mayo de 2019 dos”, señaló Osvaldo del Campo, CEO de Galileo Tech-
por la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica nologies para destacar los beneficios de la solución de
(CEEE) de Brasil. licuefacción y regasificación contratada.
La solución provista por Galileo Technologies se
inscribe dentro del modelo que la compañía denomina
Gas 3.0 o Gas de Tercera Generación, por el cual el gas
natural licuado en los pozos se convierte en combus-
tible listo para ser consumido allí donde sus clientes
lo requieran, sin necesidad de transporte por tuberías.
En virtud de ello, además de las estaciones Cryo-
box, Galileo Technologies también proveerá los isotan-
ques de almacenamiento de GNL y la planta de rega-
sificación que inyectará el gas en las turbinas de ciclo
combinado de la central.
“Estoy muy feliz y orgulloso por el resultado alcan-
zado en la licitación. Después de un intenso año de
trabajo, conseguimos desarrollar este proyecto de alta
complejidad, tan importante para el Estado de Ama-
zonas, para el Estado de Roraima y para el país. Para
Amazonas, por colocar en producción un activo decla-
rado de interés comercial en 2004, inaugurando la fase
productiva de la Cuenca Amazónica. Para Roraima, por
Un Centro Digital de Control de

Siemens Argentina,
miembro de una Red Global
Recientemente se ha cumplido solo un año desde
que Siemens Argentina puso en marcha su Centro Di-
gital de Control Remoto y Monitoreo (CCR) de plantas
de generación de energía. Este centro hoy pasa a for-
mar parte de la Global Network of Power Diagnostics®
Centers (PDC).
Al formar parte de la red global, el CCR además de
monitorear, realizar diagnósticos en tiempo real y ope-
rar en forma remota las centrales de energía, agregará
valor y beneficiará a los clientes en muchos otros as-
Complexo Parnaíba, el primero de los proyectos R2W de Eneva. La pectos, entre ellos:
central Jaguaritica II será el segundo gracias al GNL producido por los • Brindar soporte proactivo para la detección tem-
Cryobox en Campo de Azulão. prana de fallas y mejora la eficiencia, al ser respon-

• Brindar informes y experiencias globales que per-
mitirán replicar casos de éxito y/o mejoras ya pro-
badas.
Novedades
En Siemens somos protagonistas de este proceso

de digitalización que está cambiando la dinámica del
sector energético. Continuamos invirtiendo en el país,
introduciendo innovaciones que forman parte de los
servicios del porfolio digital que ofrecemos en la Ar-
gentina. A través del CCR y la Global Network of Power
Diagnostics® Centers brindamos a nuestros clientes
una verdadera ventaja competitiva.
sable inicialmente del monitoreo 24/7 de todas las

unidades en la Argentina, Chile y Uruguay. ABB deja el negocio de los inversores
• Crear informes sobre el funcionamiento y el com- solares
portamiento a partir de datos obtenidos de innu-
merables sensores (IoT) existentes en las centrales. ABB y la empresa italiana FIMER S.p.A han anun-
La información es enviada a la plataforma Minds- ciado hoy la firma de un acuerdo para la adquisición
phere, sistema operativo abierto y basado en la por parte de FIMER del negocio de inversores solares
nube de Siemens para IoT, donde a partir de su de ABB. La transacción mejorará las perspectivas futu-
análisis y procesamiento se desarrollan aplicacio- ras del negocio de inversores solares y permitirá a ABB
nes para aumentar la eficiencia y la disponibilidad centrarse en su cartera de negocios para otros mercados
de las plantas, así como también sugerir mejoras en crecimiento.
para toda la red, ya sea en los procesos como en El negocio de inversores solares de ABB cuenta con
la operación. Para ello, el sistema dispone de algo- aproximadamente 800 empleados en más de 30 países,
ritmos avanzados que, con soporte de inteligencia con centros de manufactura y de R&D ubicados en Ita-
artificial (AI), procesan los datos, simplificando el lia, India y Finlandia. Comprende además el negocio
análisis y la toma de decisiones. de inversores solares de Power-One, que fue adquiri-
• Mejorar en la cercanía con los clientes al contar do por la división Discrete Automation and Motion
con expertise y know-how local que brindará res- de ABB en 2013. El negocio ofrece una amplia cartera
puesta directa ante necesidades concretas. de productos, sistemas y servicios para diferentes tipos
• Soporte sobre temas técnicos en idioma nativo, de instalaciones solares. Actualmente forma parte del
tanto en la atención como en los informes, lo cual negocio Electrification de ABB, y alcanzó ingresos de
redundará en un mayor entendimiento al com- aproximadamente USD290 millones en 2018.
partir la cultura y el lenguaje. Ambas empresas garantizarán una transición flui-
• Cooperación cercana e identificación de oportu- da tanto para los clientes como para los empleados.
nidades al tener el conocimiento local del perso- FIMER cumplirá todas las garantías existentes y ABB
nal que participó en las puestas en marcha de las compensará a FIMER por asumir el negocio y sus obli-
unidades a ser monitoreadas. gaciones asociadas.
• Manejo de datos de acuerdo con el marco de se- En consecuencia, ABB recibirá un pago no operati-
guridad y requerimientos de la legislación vigente vo después de impuestos de aproximadamente USD430
en el país, incluyendo los más altos estándares en millones en el segundo trimestre de 2019, con el con-
materia de ciberseguridad mundial. siguiente efecto sobre los resultados de mediados de
• Complementar la experiencia local junto con la 2019. Aproximadamente el 75% de este pago lo com-
mundial para la mejora continua de los Servicios ponen salidas de efectivo que ABB tendrá que pagar a
de Advisor Virtual. FIMER entre la fecha de formalización del contrato y
• Operar bajo estrictos estándares globales. en 2025. ABB espera además hasta USD40 millones de

costes de separación relacionados con la transición a
partir del segundo semestre de 2019.
Tras el cierre de la transacción, ABB espera un efecto
positivo, de más de 50 puntos básicos sobre el margen
EBITA operativo para el negocio de Electrification, que
impulsaría el progreso del negocio hacia su rango de
margen objetivo del 15 y 19%.
La finalización de la transacción está prevista para
el primer trimestre de 2020 y estará sujeta a determina-
das condiciones, como son la finalización de la tran-
sición y las consultas previas con los organismos de
representación de los empleados.
Naturgy inaugura con el Municipio

de Luján una red de gas natural
Directivos de Naturgy representados por su Geren- Desde 1992, Naturgy, anteriormente Gas Natural
te General, Alberto González Santos, y el Intendente Fenosa, brinda su servicio de distribución de gas na-
Municipal de Luján, Oscar Luciani, encendieron la lla- tural por redes en 30 partidos del norte y oeste del Co-
ma votiva que dio por inaugurada la red de gas de los nurbano bonaerense. Es la segunda distribuidora de
barrios Covilu y San Juan de Dios. La obra demandó la gas de la Argentina por volumen de ventas, con más
construcción de 5.000 m de red, y permitirá que 200 de 1.596.701 clientes residenciales, 52.253 comerciales
familias puedan acceder al gas natural por redes. y 1.265 industriales, 400 estaciones de GNC y 3 sub-
“Continuamos ampliando nuestra red de gas natu- distribuidoras. La extensión de las redes de gas natural
ral para que más vecinos de nuestra área de distribu- asciende a 26.200 kM.
ción puedan acceder al servicio y así mejorar su calidad Para más información, llamar al 0810-333-46226 o
de vida”, afirmó Alberto González Santos, Gerente Ge- visite www.naturgy.com.ar
neral de Naturgy. A su vez, Oscar Luciani, Intendente
de Luján comentó: “Esto es apostar, invertir y llegar
con los servicios a los vecinos. Es un trabajo en conjun-
to entre el Estado y el sector privado”. Un avión gigante llega a Tucumán
El encendido de la llama votiva se realizó en el fren- con equipos de YPF Luz
te del domicilio del vecino Martín, quien se conectó
a la red a partir de los créditos del programa “MEJOR
HOGAR GAS” para la financiación de las instalaciones
internas de los hogares.
Estas obras se encuentran en el marco del plan de
inversiones presentado por la empresa para el quinque-
nio 2017-2021, destinado a obras de expansión del sis-
tema de distribución mediante la ejecución de nuevas
redes de distribución. Además, en el año 2018 Natur-
gy amplió la Planta Reguladora de Presión “Ntra. Sra.
De Luján” ubicada en Fray Manuel de Torres y Julio A.
Roca llevándola de 600 a 2000 m3/h, permitiendo así Un avión de carga Antonov (AN-124), uno de los
la ampliación de las redes de la zona y asegurando un más grandes del mundo, llegó recientemente a Tucu-
mejor servicio para los usuarios. mán con equipamiento de YPF Luz destinado al nuevo
ciclo combinado de la Central Térmica, El Bracho, que
la compañía tiene en esa provincia y permitirá incre-
mentar la potencia del complejo a 1.300 megawats
(MW) con una inversión estimada de 300 millones de
dólares.
A través de este tipo de traslados especiales en avio-
nes de gran capacidad de carga, YPF Luz busca acelerar
la llegada de componentes para el proyecto. En este
viaje, el AN-124 de origen ucraniano, traslada parte de
los módulos eléctricos requeridos para la obra.
Los AN-124 han sido utilizados para el transporte
de locomotoras, yates, fuselajes de aviones y otros ti-
pos de carga de grandes dimensiones. En 1996, trasladó
turbinas que se instalaron en los primeros generadores

se pueden obtener los mejores resultados gracias a la
integración de las soluciones de Aggreko: la flota de
motores de térmicos altamente eficientes; el Y. Cube,
Novedades
una batería de 1MW puesta en contenedores de 20

pies, y el sistema inteligente de gestión de energía YQ.
La integración de soluciones es uno de los caminos
para lograr mayor eficiencia. Por ejemplo, la mina de
oro Gold Fields Granny Smith en Australia Occidental
está programada para instalar una de las microgrids de
energía renovable más grandes del mundo, que se ali-
mentará por una combinación de generadores a gas y
paneles solares, con el apoyo del nuevo sistema de bate-
ría modular y móvil Y. Cube. El uso del almacenamiento
en las baterías permite utilizar más energía solar y hacer
funcionar los motores, que pueden operar tanto con
diésel como con gas de forma más económica.
de energía del Complejo de Generación Tucumán. “Los cambios en el sector energético con la llegada
El Complejo de generación de YPF Luz en esa pro- de las energías renovables y nuevas tecnologías abre
vincia, que actualmente posee una potencia instalada las puertas hacia desafíos que no se habían planteado
de 1096 MW, se ubica en la localidad de El Bracho,
departamento Cruz Alta, y está integrado por tres cen-
trales térmicas alimentadas con gas natural: Central
Térmica Tucumán y Central Térmica San Miguel de Tu-
cumán, ambas funcionando en ciclo combinado, y la
Central Térmica El Bracho, funcionando hoy en ciclo
abierto y en proceso de construcción del ciclo de vapor,
para la conformación definitiva de ciclo combinado.
Con la finalización de las obras, el Complejo Ge-
neración Tucumán de YPF Luz permitirá abastecer de
energía eléctrica a más de 1.3 millones de usuarios, lo
que equivale al 4,2% de la demanda máxima del país.
hasta el momento”, explica Enrique Mallea, Gerente

General de Aggreko Argentina. Y agrega: “La transición
energética está aún en proceso. Continúan surgiendo
desarrollos innovadores y todavía no se conoce el final
ni cuándo se alcanzará”.
En los últimos 10 años el precio de los packs de ba-
terías descendió considerablemente. De casi USD1200
en 2010 a menos de USD200 en 2018 (según datos de
BloombergNEF), lo que hace que hoy sean mucho más
económicas y se adapten mejor a las necesidades del
cliente. En muchos lugares sin acceso a red o a energía
confiable, la combinación correcta degeneración tér-
mica, baterías y energía solar garantiza una fuente de
energía segura a largo plazo.
Aggreko apuesta a soluciones de

generación híbridas de varias fuentes
Aggreko, especializada en soluciones de energía Pampa Energía construye
modular y móvil, y servicios energéticos, brinda nue- su cuarto parque eólico
vas baterías que permiten integrar varios tipos de so-
luciones de generación de energía (tanto renovables El Parque Eólico Pampa Energía III, ubicado en Co-
como convencionales), con el objetivo de proveer al- ronel Rosales, que se puso en marcha semanas atrás,
ternativas más competitivas y limpias a sus clientes. recibió la visita del Presidente de la Nación, Mauricio
Aggreko otorga nuevas oportunidades a sus clientes Macri, de la Gobernadora María Eugenia Vidal, el In-
para alcanzar el mejor equilibrio entre energía limpia, tendente de General Rosales, Mariano Uset y funciona-
barata y confiable. Así, en cualquier lugar del mundo, rios nacionales, provinciales, municipales. Este tercer

parque eólico de Pampa se suma a otros dos ubicados a
20 km de Bahía Blanca.
El nuevo parque tiene una capacidad de 53 MW y
ya aporta energía sustentable al sistema nacional. De-
mandó una inversión superior a los 3.000 millones
de pesos. Con este parque, Pampa Energía ya genera
206 MW de energía eólica, lo que significa el 19% de
la energía eólica del país, el 13% de la energía renova-
ble y pasará a generar 258 MW en 2020 con el cuarto
anunciado hoy.
Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, ex-
presó: “estamos muy orgullosos de ser protagonistas de
la revolución de energías renovables que está ocurrien-
do en el país y que le aporta a la matriz del sistema un Datos técnicos
horizonte de mayor sustentabilidad. Por ello hoy quie- El Parque Eólico Pampa Energía III tiene 14 aero-
ro anunciar que en pocos días comenzaremos la cons- generadores, compuestos por cuatro tramos de torre,
trucción de nuestro cuarto proyecto eólico con el cual una nacelle y tres palas que impulsan la turbina de un
tendremos una capacidad total de 258 MW de energía diámetro total de 136 m. Al igual que los dos proyectos
eólica. Esta expansión es parte del plan de inversiones anteriores, la instalación de estos aerogeneradores re-
estratégicas que tiene Pampa y que supera los 1000 mi- quirió la construcción de sofisticadas obras en las plata-
llones de dólares anuales”. formas y fundaciones, similares a las que existen en los
La puesta en marcha de los tres parques eólicos diferentes parques de ese tipo en el mundo y requirió
ya operativos más el cuarto parque anunciado, la am- del trabajo de 180 personas.
pliación de la Central Termoeléctrica Genelba, la ad- Los generadores, acoplados al eje de la turbina, a
quisición y cierre del ciclo combinado de la Central 117 m de altura, producen energía eléctrica en 33KV.
Termoeléctrica Ensenada, los proyectos de gasoductos Este tercer proyecto fue adjudicado en el marco de la
norte y sur de Vaca Muerta, a través de TGS y la explo- Resolución 281 del Mercado a Término de Energías Re-
ración de nuevos yacimientos de gas en Vaca Muerta novables (MAT ER). Y su producción está destinada a
son parte del ambicioso plan de inversiones de Pampa atender el segmento de Grandes Usuarios, a través de
Energía de más de 1000 millones de dólares por año. contratos entre privados.
Holcim Argentina abastecerá

sus plantas con energía de YPF Luz
Holcim Argentina e YPF Luz firmaron un importante
acuerdo destinado a la provisión de energía renovable
para las plantas cementeras. El evento se llevó a cabo
en la sede de Holcim en Campana con la presencia de
Carlos Espina, CEO de Holcim Argentina, empresa líder
en la industria de la construcción en la producción de
cemento, hormigón elaborado, agregados pétreos y ser-
vicios para la construcción; Miguel Gutiérrez, Presidente
de YPF y Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.

Nuevo acuerdo entre Refinor
y Total Especialidades
Novedades
Refinor, especializada en combustibles en el norte

de Argentina, anuncia su alianza estratégica y comer-
cial con Total, empresa líder en el desarrollo de lubri-
cantes de alta tecnología. Con este nuevo acuerdo, la
petrolera comenzará a comercializar la amplia cartera
de productos de lubricación que Total ofrece en casi
un centenar de estaciones ubicadas en el norte del país.
El inicio del suministro está previsto para comien-

zos de 2020, alcanzando el 35% de cobertura de la de-
manda total de energía de Holcim al finalizar el primer
semestre de ese año.
“Esta iniciativa se enmarca en nuestro Plan de De-
sarrollo Sostenible 2030, en particular en una de las
cuatro áreas en las que trabajamos para lograrlo, Clima
y Energía. Reemplazar la energía no renovable consumi-
da actualmente por energía eólica nos va a ayudará a
alcanzar nuestra meta de reducción de 40% de genera-
ción de C02 para 2030” aseguró Carlos Espina, CEO de
Holcim Argentina.
Miguel Gutiérrez, presidente de YPF dijo: “Celebra-
mos hoy este acuerdo de provisión de energía limpia
con Holcim, que representa una solución energética Desde el mes de junio, los Centros de Servicios de
competitiva, eficiente y sustentable para una empresa Refinor incorporan en la totalidad de su red los Lubri-
líder en la industria de la construcción”. Por su parte, cantes de TOTAL que serán exhibidos en las islas de
Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, agregó: “Estamos venta. Los clientes que visiten los Centros de Servicios
muy orgullosos por ser elegidos socios confiables en de Refinor podrán acceder a una completa gama de
materia de energías renovables con quienes asumimos aceites de TOTAL en los puntos de ventas que se inte-
un fuerte compromiso de sustentabilidad”. gran a esta nueva apuesta.
YPF Luz proveerá la energía para las operaciones de “Firmar una alianza con Total es para nosotros un
Holcim desde el Parque Eólico “Los Teros” ubicado en paso más hacia la fuerte apuesta que estamos haciendo
el partido de Azul, provincia de Buenos Aires. La ener- como marca de brindar en nuestros Centros de Servicio
gía contratada es de un promedio anual de 142 GWh
para la cual empleará 30 MW de potencia instalada en
el Parque. YPF Luz es un proveedor de energía confiable
y sustentable para las principales compañías del país,
como Holcim Argentina, y es una empresa líder en el
Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).
Con esta iniciativa, Holcim Argentina producirá 1.2
millones de toneladas de cemento por año con energía
renovable, el equivalente a construir 105.000 viviendas
o 3000 km de ruta de dos carriles, lo que le permitirá a
la compañía una reducción de 63.000 tn de emisiones
de CO2 al reemplazarse energía térmica por energía eó-
lica. Las emisiones que se evitarán serán equivalentes a
60.000 vuelos Córdoba - Buenos Aires.
Holcim Argentina, empresa que pertenece a Lafar-
geHolcim, es líder en la industria de la construcción
en la producción de cemento, hormigón elaborado,
agregados pétreos y servicios de asesoramiento técnico,
definiendo los más altos estándares de calidad en pro-
ductos y servicios.

una experiencia de excelencia para nuestros clientes,
con los más altos estándares de calidad e innovación”,
aseguró Claudio García, Gerente Comercial de Refinor.
“El acuerdo celebrado junto a Refinor nos permitirá
seguir afianzando y desarrollando nuestras marcas en
el mercado local, buscando, a partir de esta asociación,
ofrecer en forma conjunta a nuestros clientes produc-
tos y servicios de la más alta calidad y prestigio”, asegu-
ró María Eugenia Patalagoity, Directora Comercial de
Lubricantes y Fluidos Especiales de Total Especialida-
des Argentina.
A través de este acuerdo, Total incrementa su pre-
sencia de marca en el extremo norte del país, con la
posibilidad de dar a conocer las virtudes de su gama de
productos de lubricantes para cada segmento. Estamos muy contentos de continuar acompañando
este proyecto, y de contribuir en beneficio de la comu-
nidad de Añelo”, expresó Emilio Cafoncelli, supervisor
de Asuntos Corporativos de Chevron Argentina.
Chevron Argentina renueva En la entrega, además de la ministra de Salud, el in-
su Programa de Salud en Añelo tendente de Añelo, y el director del hospital, recibieron
una distinción Emilio Cafoncelli; Candela Bensimon,
Después de tres años de trabajo en conjunto, este coordinadora de Inversión Social de Chevron Argen-
miércoles 24 de julio se celebró en Añelo la renovación tina; Anabel Perrone, directora ejecutiva de la Funda-
del acuerdo del programa materno-infantil que lleva ción YPF y responsable de asuntos externos e inversión
adelante la Fundación Baylor Argentina con el aporte social; Federico Califano, gerente de relaciones institu-
de Chevron, YPF, la Fundación YPF y Tecpetrol y en ciones y de relaciones de la comunidad de Tecpetrol;
consonancia con las estrategias delineadas por el Mi- Agustina Pérez, directora ejecutiva y vicepresidenta de
nisterio de Salud de la Provincia de Neuquén, el Muni- Fundación Baylor Argentina y James Thomas, director
cipio y el hospital de Añelo. científico para Latinoamérica de BIPAI.
El programa tiene lugar en la localidad de Añelo, y
en zonas aledañas como los parajes Aguada San Roque
y Los Chihuidos. El mismo pretende sumar esfuerzos y
colaborar en el desarrollo de capacidades y en la asis-
tencia en salud materno-infantil, con foco en el centro
de salud público de dichas localidades.
Durante el acto, el Ministerio de Salud, a través el
Municipio y Hospital de Añelo entregaron diversas
placas de agradecimiento al compromiso con la co-
munidad de esa localidad y certificados a enfermeros,
agentes sanitarios y médicos que formaron parte de los
entrenamientos dictados por profesionales de la Fun-
dación Baylor Argentina.
“Empezamos a trabajar en este desafío porque la
comunidad nos demandaba un mejor sistema de sa-
lud. Hoy me da mucha alegría seguir contando con el
Ministerio de Salud y con cada uno de los actores y em-
presas en la continuidad del proyecto. El programa de
Baylor no solo es atención médica, es seguir formando
capacidades para el mejor cuidado de nuestros vecinos.
Me da orgullo decir que en Añelo tenemos este hospi-
tal, estos médicos y estas ganas de seguir cuidando la
salud de nuestra gente”, expresó Darío Díaz, intenden-
te de Añelo.
“Para nuestro Gobierno, fortalecer el cuidado ma- Promocione sus actividades en Petrotecnia
terno-infantil constituye un pilar del trabajo que lleva- Los profesionales o consultores interesados
mos adelante desde el Ministerio. Quiero agradecer a
podrán contratar un módulo y poner allí
todos por los esfuerzos y celebrar lo bueno que sucede
cuando trabajamos en red”, agregó la Ministra de Salud sus datos y servicios ofrecidos.
provincial, Andrea Peve. Informes: Tel.: (54-11) 5277-4274 Fax: (54-11) 4393-5494
“El apoyo a las comunidades en donde Chevron E-mail: publicidad@petrotecnia.com.ar
opera, y en particular cuando se trata de la salud de las
personas, es un valor presente en todo lo que hacemos.

Novedades
Exitosas Jornadas de Corrosión

e Integridad de Seccional Comahue
Con sala llena, la Subcomisión de Cursos y Con-

gresos de la Seccional Comahue del IAPG, realizó du-
rante los días 4 y 5 de septiembre, la III Jornadas de Se presentaron 22 trabajos técnicos realizados por
profesionales de 17 empresas diversas, los cuales fueron
seguidos con atención y generaron un buen debate.
La Universidad estuvo presente a través de tres pre-
sentaciones referidas a aspectos legales de las auditorias
de tanques y ductos.
Como corolario, el cierre cada día estuvo a cargo
de dos conferencias que a través de charlas magistra-
les, abordaron la temática del “Consorcio Mic en la era
biológica y molecular” y “El Rol del factor humano en
el manejo de la integridad”.
Corrosión e Integridad, cuyo objetivo fue intercambiar El grupo creado ad-hoc ya se encuentra planifican-
experiencias y conocimientos (problemas, soluciones, do la próxima jornada, en atención al avance tecno-
lecciones aprendidas) técnico-económicos relaciona- lógico que deviene en lograr mantenerse muy bien
dos con la problemática de la corrosión en la Industria actualizado.
de Oil & Gas, abarcativas de las operaciones de Per-
foración, Terminación, Producción, Procesamiento y
Transporte de fluidos.
Finalizaron en la Seccional Sur las
22o Jornadas Técnicas de Petróleo
y Gas del IAPG
Por todo lo alto, la Seccional Sur del IAPG, sita en
Comodoro Rivadavia, provincia del Chubut, realizó
sus tradicionales jornadas sobre hidrocarburos.
En efecto, estas Jornadas se iniciaron con la con-
ferencia de José Luis Sureda (exsecretario de Recursos
Hidrocarburíferos de la Nación) quien atrajo el interés
del auditorio formado por más de 220 personas que
trabajan en la industria, estudiantes de ingeniería de

la UNSJB y estudiantes de la Escuela Técnica del IAPG. Reconocimiento
Luego, el Ministro de Hidrocarburos de la provin- Al cumplirse la 22o Jornadas Técnicas, la Comisión
cia del Chubut, Martín Cerdá, se refirió al contexto ac- Directiva de la Seccional Sur hizo entrega de una dis-
tual de la industria en Chubut, proyectos que se llevan tinción a Luis María Lorences, quien fuera uno de los
adelante y trabajos que se desarrollan desde el ámbito iniciadores de las Jornadas Técnicas de la Seccional Sur.
político. También se distinguió a Dante Fiorenzo, Coordina-
En dos salas del hotel Austral se presentaron 39 tra- dor de la Comisión Técnica, por el sostenimiento de las
bajos técnicos de operadoras y empresas de servicios Jornadas en estos 22 años.
que contó con la presencia de profesionales de distin-
tos puntos del país. La organización, como todos los Premios
años, estuvo a cargo de la Comisión Técnica de la Sec- Finalmente se hizo entrega de los premios a los tra-
cional Sur del IAPG. bajos seleccionados, recayendo en:
Durante los dos días de las Jornadas se expusieron • Reducción de bloqueos de bomba por gas me-
trabajos de interés para todos los sectores de la industria. diante la implementación de nueva tecnología
de separación. Por Tapia Manuel, Rivas Marcos,
Barraco José, Barbacci Ignacio - Christensen Ro-
der / PAE.
• PCP con Cabezal Hidráulico. Por Martini Federico
- YPF S.A.
• Monitoreo y seguimiento de variables en equipos
de Pulling. Por Jatib Carlos, Figueroa Fernando,
Rossi Andrés, Julián Isaac – PAE.
La vara queda muy alta para planificar y programar

las 23º Jornadas, un gran acervo técnico y profesional
con el que cuenta cada año el sector.

Actividades
Cursos de actualización
Aquí encontrarás los cursos profesionales
y especializados más prestigiosos de la industrial.
OCTUBRE NOVIEMBRE
2019
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS PELIGROSAS IMPLEMENTACIÓN DE UN SISTEMAS DE GESTIÓN DE LA
Instructor: D. Brudnick ENERGÍA SEGÚN ISO 50.001
Fecha: 3 al 4 de octubre. Lugar: Buenos Aires Instructor: A. Heins
NACE – PROGRAMA DE PROTECCIÓN CATÓDICA Nivel 1 – Fecha: 4 al 6 de noviembre. Lugar: Buenos Aires
Ensayista en Protección Catódica SISTEMAS DE TELESUPERVISIÓN Y CONTROL SCADA
Instructores: H. Albaya y G. Soto Instructor: D. Brudnick
Fecha: 7 al 12 de octubre. Lugar: Buenos Aires Fecha: 7 y 8 de noviembre. Lugar: Buenos Aires
EVALUCIÓN DE POZOS ANTIGUOS EN YACIMIENTOS NACE – PROGRAMA DE PROTECCIÓN CATÓDICA Nivel 2 –
MADUROS Técnico en Protección Catódica
Instructor: A. Khatchikian Instructores: H. Albaya y N. Pesce
Fecha: 15 al 17 de octubre. Lugar: Buenos Aires Fecha: 11 al 16 de noviembre. Lugar: Buenos Aires
TALLER DE ANÁLISIS NODAL TALLER DE BOMBEO MECÁNICO
Instructores: P. Subotovsky y A. Resio Instructor: P. Subotovsky
Fecha: 15 al 18 de octubre. Lugar: Buenos Aires Fecha: 19 al 22 de noviembre. Lugar: Buenos Aires
INTRODUCCIÓN AL PROJECT MANAGEMENT. OIL & GAS PROCESAMIENTO DE CRUDO
Instructores: N. Polverini y F. Akselrad Instructores: E. Carrone, C. Casares y P. Boccardo
Fecha: 23 al 25 de octubre. Lugar: Buenos Aires Fecha: 20 y 21 de noviembre. Lugar: Buenos Aires
DOCUMENTACIÓN DE INGENIERÍA PARA PROYECTOS INGENIERíA DE RESERVORIOS DE GAS
Y OBRAS Instructor: J. Rosbaco
Instructor: D. Brudnick Fecha: 26 al 29 de noviembre. Lugar: Buenos Aires
Fecha: 24 y 25 de octubre. Lugar: Buenos Aires MEDICIONES DE HIDROCARBUROS
RECUPERACIÓN SECUNDARIA Instructor: D. Brudnick
Instructor: J. Rosbaco Fecha: 28 y 29 de noviembre. Lugar: Buenos Aires
Fecha: 28 de octubre al 1 de noviembre. Lugar: Buenos Aires
INTRODUCCIÓN A LA INDUSTRIA DEL GAS DICIEMBRE
Instructores: C. Casares, J.J. Rodríguez, B. Fernández, PROJECT MANAGEMENT WORKSHOP. OIL & GAS
E. Fernández y O. Montano Instructores: N. Polverini y F. Akselrad
Fecha: 29 de octubre al 1 de noviembre. Lugar: Buenos Aires Fecha: 2 al 4 de diciembre. Lugar: Buenos Aires
EVALUACIÓN DE FORMACIONES CONVENCIONALES Y SHALE
Instructor: A. Khatchikian
Fecha: 3 al 6 de diciembre. Lugar: Buenos Aires
Cursos online
El Instituto Argentino del Petróleo y del Gas está lanzando una serie de cursos online sobre temas de la industria
Las propuestas bajo esta modalidad E-Learning complementan su tradicional calendario de cursos presenciales. Los contenidos
estarán disponibles las 24 horas durante los 7 días de la semana con alcance a cualquier punto del país y del mundo. Se in-
cluirán videoconferencias sincrónicas con los instructores, que son profesionales de prestigio internacional y gran experiencia.
También se llevarán a cabo, complementando la formación teórica, una serie de ejercicios prácticos, siempre acompañados por
los docentes.
El primero será: “Herramientas de proyecto: WBS - Administración de alcance”.
136 | Petrotecnia • 3 - 2019

IAPG Houston presenta las nuevas Secretario: José Luis Vittor (Hogan Lovells)
autoridades para 2019-2020 Directores: Joe Amador (Tudor Pickering Holt)

Juan Marcos Braga (Total)
El día 2 de agosto pasado el IAPG Houston cele- Daniel De Nigris (ExxonMobil)
bró su asamblea anual para presentar los resultados de Miguel Di Vincenzo (WildCat Int.)
2018-2019 y elegir nuevas autoridades para el período Carlos Garibaldi (Arthur D. Little)
2019-2020. Guillermo Hitters (Luxmath, LLC)
Con la presencia del cónsul general de la Argentina Matías La Salvia (Chevron)
en Houston, Gabriel Volpi, miembros del directorio y Patricia Martínez (Enerflex)
socios de la institución. El presidente saliente, Marcelo María Mina (Schlumberger)
Ranieri, presentó los logros del último año. Carola Rawson (Schlumberger)
El éxito de los eventos organizados el último año Richard Spies (Pan American Energy)
y el apoyo de sus sponsors ha permitido que el IAPG
Houston otorge tres becas a estudiantes argentinos
para sus estudios de posgrado en los Estados Unidos.
Comenzaron los preparativos

para el Torneo de Golf del IAPG Houston
Comenzaron los preparativos para el Torneo de
Golf del IAPG Houston “Scholarship Golf Tourna-
ment”, que se celebrará el próximo 4 de octubre y cuyo
objetivo es recaudar fondos para la beca que ofrece
anualmente el IAPG Houston a estudiantes argentinos
de carreras afines con los hidrocarburos que estudian
en los Estados Unidos.
El torneo suele ser patrocinado por varias empresas
que contribuyen generosamente con los fondos para la
beca “Claudio Manzolillo IAPG Houston Scholarship”,
que se entrega a un estudiante argentino. Es una oca-
sión para la camaradería y el encuentro con el mismo
objetivo: reunir fondos para la beca.
Durante la asamblea se eligieron las nuevas autori- Más información: www.iapghouston.org
dades para el período 2019-2020. El nuevo presidente
del IAPG Houston será Andrés Weissfeld, Director de
Consultoría en Wood Mackenzie. Andrés Weissfeld
forma parte del directorio del IAPG Houston desde
2015 y durante su tiempo trabajando en la institución
lideró la creación del capítulo de Jóvenes Profesionales
y más recientemente se desempeñó como tesorero y
vicepresidente.
Eduardo Galíndez, Director Sr. de IT en Tenaris, to-
mará el rol de vicepresidente. El directorio completo lo
componen:
Presidente: Andrés Weissfeld (Wood Mackenzie)
Presidente Saliente: Marcelo Ranieri (Exiros)
Vicepresidente: Eduardo Galindez (Tenaris)
Tesorero: Emilio Acin (CNOOC)
Petrotecnia • 3 - 2019 | 137

3M 49 METALURGICA SIAM 12
AESA 33 PAMPA ENERGIA 77
AGUSTI SUBASTAS 85 PAN AMERICAN ENERGY Retiro de tapa
AXION ENERGY 47 PECOM SERVICIOS ENERGIA 35
BAKER HUGHES A GE COMPANY 25 PELOTON 41
BANCO SUPERVIELLE 93 SACDE 71
CEDRO BRASIL 73 SWISS MEDICAL Medicina Privada /

ECCO Emergencia y Prevención 55
COMPAÑÍA MEGA 17
TECPETROL 21
CONGRESO DE PRODUCCION’19 Retiro de contratapa
TEXPROIL Contratapa
CURSOS IAPG 103
TGN 30
CURSOS REGISTROS DE POZO 109
TGS 67
DEL PLATA INGENIERIA 57
TOTAL 9
EMERSON 79
TRACERCO 97
ENSI 29
TREATER 43
EXPRO GROUP 58-59
TUBHIER 69
EXXON MOBIL 75
VYP 133
FINNING 81
VALMEC 61
FUNCIONAL 23
VAUTON 89
GABINO LOCKWOOD 31
VETEK 51
HALLIBURTON ARGENTINA 13
WINTERSHALL DEA 39
IBC- INTERNATIONAL BONDED COURIERS 131
YPF 7
IGP 22
INDUSTRIAS J.F. SECCO 53 Suplemento Estadístico
IPH 108 HALLIBURTON ARGENTINA RETIRO DE CONTRATAPA
JAN DE NUL 83 INDUSTRIAS EPTA Contratapa
MARSHALL MOFFAT 15 INGENIERIA SIMA RETIRO DE TAPA
138 | Petrotecnia • 3 - 2019

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Petrotecnia Revista del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas.

08 Los números del petróleo y del gas

10 Ante todo, continuar con el desarrollo no convencional

18 “Vaca Muerta puede generar un cambio radical en la economía nacional”

“Sin la posibilidad de exportación, no existirá Vaca Muerta.”

36 Experimentando con inteligencia artificial para optimizar el desarrollo de Vaca Muerta

44 El desafío del desarrollo de la formación Vaca Muerta en zonas

64 Análisis en la capacidad de almacenamiento de gas a partir

110 Mantas oleofílicas hidrofóbicas

118 Congresos y Jornadas

123 Novedades de la Industria

134 Novedades del IAPG

137 Novedades desde Houston 138 Índice de anunciantes

Adherida a la Asociación de Prensa Técnica Argentina.

Staff © Hecho el depósito que marca la Ley 11.723.

Director: Ernesto A. López Anadón

Corrector técnico. Enrique Kreibohm Premio Apta-Rizzuto

Comisión Directiva 2018-2020

Nafta grado 3 (Ultra)

Ventas de los principales productos

Nafta grado 2 (Súper)

Feb-19 Feb-19 Feb-19

Nafta grado 1 (Común)

Cantidad de equipos en perforación

Nov-18 Nov-18 Nov-18

Feb-19 Feb-19 Feb-19

¿Cuántas áreas no convencionales se encuentran

¿Qué rol tiene Gas y Petróleo (GYP) hoy en este

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