Recursos No Convencionales: Un nuevo paradigma

En este espacio se ha venido resaltando la importancia de la intervención estatal en el sector energético, más particularmente, en el sector de los hidrocarburos. En el marco de la decisión por parte del Estado Nacional de expropiar el 51% de YPF de las acciones que estaban bajo control de la española Repsol, se hace necesario reafirmar el debate sobre la producción de petróleo y gas en nuestro país. En este sentido, evaluamos como positiva la iniciativa llevada adelante a través de una Ley Nacional votada por mayoría en ambas Cámaras del Congreso. Esto marca una vuelta de página en las políticas aplicadas en el sector y permite establecer un punto de partida desde el cual comenzar a discutir el camino a la soberanía energética.

A partir del nombramiento de Miguel Gallucio al frente de YPF, se han comenzado a barajar posibles alternativas para aumentar tanto el nivel de reservas como de producción. Los antecedentes del nuevo presidente indican que posiblemente las nuevos horizontes de producción se orienten a la explotación de recursos no convencionales, dado sus antecedentes en la corporación Schlumberger, una de cuyas ramas se especializa en este tipo de actividades. Las autoridades a cargo de la intervención de la empresa en los primeros meses, han presentado un Plan Estratégico a cinco años en el cual se desarrollan, en forma aproximada, las actividades que se llevarán adelante para la recuperación de reservas y producción. Entre esas actividades se describe el desarrollo de pozos no convencionales con cuantiosas inversiones, principalmente en el área de Vaca Muerta y Los Molles. En este artículo analizaremos las posibilidades tecnológicas y financieras, además de los costos socio-ambientales que implica su explotación.

Según un estudio de la EIA (Energy Information Administration) de Estados Unidos, la Argentina posee un potencial de recursos no convencionales extraordinario, ubicándose en el tercer puesto detrás de Estados Unidos y China con 774 TCF (Trillones de pies cúbicos). Estos estudios no tienen una base de sustentación con pruebas en campo, sino que se realizan según estimaciones de los pocos datos disponibles en las distintas áreas y lugares. Cuando se habla de estas cantidades es necesario aclarar bien a qué se refieren, dado que no se trata de reservas “probadas”. Los Recursos Contingentes es la cantidad de petróleo que se estima, en una fecha dada, serán potencialmente recuperables de los reservorios conocidos (ya descubiertos), pero que no se considera actualmente que sean comercialmente recuperables. Mientras que los Recursos Prospectivos es la cantidad de petróleo que se estima, en una fecha dada, serán potencialmente recuperables de los reservorios no conocidos. Por lo tanto, se debe diferenciar de las llamadas “reservas”, dado que éstas contienen un grado de precisión mayor en términos de posibilidad de obtención del recurso.

Figura 1 – Posibles cuencas con existencia de recursos no convencionales

En diversos medios, e incluso desde el Gobierno Nacional, se afirma que serían necesarios entre U$S 15.000 millones y U$S 25.000 millones para el desarrollo de este tipo de reservorios. Sin embargo, cabe preguntarse sobre la fuente de estos cálculos aproximados. Antes de analizar la magnitud de estos números, nos concentraremos en la explicación de las técnicas utilizadas en los reservorios no convencionales.

Los reservorios convencionales son aquellos en los que el petróleo y el gas fluyen libremente sin ayuda exterior, más allá del uso de bombas balanceadas. Los pozos perforados van decayendo su actividad a medida que se extrae el fluido, debiendo utilizar técnicas adicionales para extender su vida útil por un tiempo adicional. Entre estas técnicas se encuentran la recuperación secundaria, que es el uso de un fluido líquido o gaseoso, comúnmente agua o gas natural, que se inyecta en el reservorio para aumentar la presión y recuperar los niveles de producción iniciales. En el caso de uso de agua, este proviene de alguna fuente natural cercana, utilizada en grandes cantidades en un comienzo, con la posibilidad de poder reutilizarla mediante equipos de reinyección. Un alto porcentaje de la producción nacional de petróleo se obtiene de esta forma. También se utiliza la recuperación terciaria, en un porcentaje menor ya que recién está siendo desarrollada, en la que se utiliza la inyección de productos químicos en el pozo, con el objetivo de modificar las propiedades del crudo, por lo general disminuyendo su viscosidad, para permitir que el mismo fluya más fácilmente.

En el caso de los no convencionales, se trata de técnicas desarrolladas hace más de diez años, principalmente en Estados Unidos y Canadá, que permiten la “liberación” del gas o el petróleo atrapado en la llamada “roca madre”. Este gas o petróleo es denominado tight gas o tight oil y shale gas o shale oil. La diferencia principal entre el tight y el shale es la porosidad del material en el que se encuentra el fluido. En el caso del tight la permeabilidad es baja pero suficiente para que con técnicas leves de fractura se libere el fluido. En el shale la porosidad y la permeabilidad son más bajas alcanzando niveles de entre 0,1 y 0,01 µm (micrometros) y 0,1 md (milidarcys) debiendo utilizar técnicas similares pero más masivas. La composición de la matriz puede tener distintos materiales, como silica, carbonatos, arcilla, etc. El factor de recuperación, es decir lo que realmente se puede extraer del pozo, oscila entre un 20-30% del total.

Figura 2 – Esquema geológico de los reservorios de gas natural

La técnica de fractura hidráulica consiste en la ruptura de la roca en la que se encuentra el gas o el petróleo por medio de agua a altísima presión, arena y productos químicos. El agua ofrece la energía necesaria para realizar fisuras o fracturas en la roca con la aplicación de presiones que pueden llegar a 900 barg. Estas presiones son obtenidas con enormes equipos de bombeo móviles ubicados en la superficie con potencias de hasta 35000 HP, dependiendo de las características del material del reservorio, de la ubicación, de la profundidad y algunos otros factores. La perforación se realiza en forma vertical y horizontal, aunque ésta última no es estrictamente necesaria, sino que depende del espesor del reservorio. Se realizan en gran cantidad, dado que la distancia entre pozo y pozo es menor debido a la dificultad de obtener “espacios” de producción. Con lo cual, se necesitan muchas ubicaciones para todos los equipos asociados.

En la parte final del tubo se ubican orificios por los cuales sale el agua entrando en contacto con la roca, fracturándola. La cantidad de agua que se utiliza es considerable. Junto con el agua se utiliza arena de gran permeabilidad, de una morfología particular que permite mantener las fracturas abiertas mientras el gas fluye a través de ella. Además, junto con el agua, se utilizan diversos productos químicos que permiten modificar las propiedades de ésta para optimizar su capacidad de arrastre con la arena. No sólo se utilizan productos químicos con este propósito sino también se agregan ácidos, un entrecruzador, un gel, un rompedor, un inhibidor de incrustaciones y corrosión, un agente de ajuste de pH, un reductor de fricción, cloruro de potasio y desinfectantes. En su mayoría, estos productos se vienen utilizando en los pozos de perforación convencionales siendo en su mayor parte de uso común en el mercado petrolero. El contenido de estos productos es de alrededor del 0,6% del total inyectado. El resto es agua y arena. Por cada pozo se realizan varios procesos de fractura que pueden durar un día completo. Una vez realizada la fractura, el pozo funciona como uno convencional con las mismas instalaciones de superficie que se utilizan normalmente (manifolds, separadores primarios, válvulas, antorchas, tendido de ductos, hornos de calentamiento, plantas deshidratadoras, estaciones compresoras, plantas de ajuste de punto de rocío, plantas de endulzamiento, etc.)

Para tener una idea de las magnitudes, en uno de los pozos perforados por la empresa Apache, el ACO.xp-2001h, el volumen de agua fue de alrededor de 30.000 m³, utilizándola a un caudal de aproximadamente 1000 m³/h. Se realizaron 10 fracturas, de las cuales 9 fueron exitosas, a una profundidad de 3.600 metros, siendo 900 metros de tubería horizontal. La cantidad de arena utilizada fueron 30.000 bolsas que implicaron un total de 1.500 toneladas. Para obtener los 32.000 HP de potencia necesarios para el caudal de agua a la presión requerida, se utilizaron 16 camiones de fractura.

Figura 3 – Instalación típica de una perforación no convencional

No solamente Apache ha estado realizando perforaciones no convencionales, sino también YPF. Esta empresa, ahora parcialmente nacionalizada, informó en noviembre de 2011 que había llegado a perforar 15 pozos verticales con volúmenes iniciales de entre 200 y 600 barriles diarios (32 m³/d a 95 m³/d) en la llamada formación de Vaca Muerta, en un área de 428 km² del área de Loma de La Lata en Neuquén. Esta área está llamada a ser uno de los lugares con mayor potencial de producción con un total de 12.000 km². De cualquier manera, los estudios aún están en fase de investigación con lo cual no es posible realizar estimaciones precisas acerca de la cantidad de recursos que esta zona podría llegar a producir.

Respecto de los costos de producción, ambas empresas han informado valores que oscilan entre los 4 y los 20 millones de dólares por pozo, a un promedio de 10-12 millones de dólares.

Las formaciones de tipo shale son todas diferentes entre si. Por lo tanto, no es posible hablar de índices precisos para un pozo no convencional, sino que dependen de las caracterísiticas de cada uno. Sin embargo, es posible trazar algunos lineamientos que ayuden a comprender y determinar la magnitud de las inversiones necesarias. El costo promedio de los equipos de perforación es de alrededor de U$S 20.000 por día, teniendo en cuenta que en nuestro país es aproximadamente 30% más caro que en EEUU. Respecto de los servicios y herramientas de perforación direccional los costos serían de U$S 10.500 por día. Con estos datos y teniendo en cuenta algunos datos de producción por pozo tanto en EEUU como en nuestro país, se puede realizar un cálculo de las inversiones necesarias para lograr el autoabastecimiento, al menos, de Gas Natural. En petróleo aún hoy la Argentina produce lo necesario para consumir e incluso sigue exportando parte de su producción.

Para cada pozo es necesario un período de tiempo de investigación y desarrollo in situ necesarios para determinar la geomecánica del suelo y determinar los fluidos de terminación y fractura y el tipo de arena requerido. La única manera de saber qué hay en el subsuelo es probar. Es decir, perforar y ensayar. Esta actividad lleva tiempo con el consiguiente costo de uso de la maquinaria necesaria. Además, el cálculo de las reservas es por pozo, no por yacimiento. No es posible conocer datos de reservas de un área determinada hasta no tener la casi totalidad de los pozos previstos en funcionamiento. Por otra parte, son necesarios entre 18-24 meses de producción para cada pozo ya que no se conoce cómo será el decaimiento. Sólo así se pueden prever los valores de producción en el tiempo.

El consumo nacional de Gas Natural fue en promedio 135 MMm³/d (millones de metros cúbicos por día) en el mes de junio de 2012. Mientras tanto, el Gas importado proveniente de Bolivia fue de 13,6 Mmm³/d, pasando a ser de 16,3 MMm³/d el 28 de julio de este año, el proveniente de los buques metaneros con GNL (Gas Natural Licuado) que inyectan en Bahía Blanca fue de 12,9 Mmm³/d y el inyectado en Escobar fue de 10,4 Mmm³/d. Es decir, el Gas Natural importado ingresó a un promedio de 36,9 MMm³/d a un costo aproximado de U$S 165 millones para el gas de Bolivia y U$S 440 millones para el GNL, totalizando unos U$S 605 millones sólo en un mes.

Teniendo en cuenta que cada pozo podría producir alrededor de 100000 m³/d (aunque este valor es variable y depende de diversos factores, algunos pozos producen mayor cantidad), se necesitarían alrededor de 350 pozos. A un costo por pozo de U$S 12 millones, se estarían necesitando U$S 4.200 millones sólo para el gas. Dada las características de inmadurez del desarrollo de tecnología en nuestro país, es de esperar que los primeros pozos tengan un costo mayor a los restantes y que, además, el período de tiempo para desarrollar esa cantidad sea entre 4 y 5 años. Algunos estudios muestran que con un precio de U$S 6 x MMBTU se puede lograr una TIR (Tasa Interna de Retorno) del 30% a una tasa de interés del 12%. Este valor de gas es prácticamente el que está autorizando la Secretaría de Energía de la Nación, con lo cual es un índice interesante para el cálculo del costo.

De esta manera se puede observar que estas cifras son bastante menores a las que se están manejando en los medios masivos de comunicación. Es muy probable que las cifras estén infladas para dar mayor argumentación a la idea de asociaciones con empresas extranjeras que vendrían con su tecnología a desarrollar pozos. La idea de asociaciones bien podría ser reemplazada por locaciones de obras o servicios mediante los cuales se les paga al contratista los trabajos realizados, quedando la empresa que contrata con los beneficios que pudieran surgir de esta actividad y el control de los futuros desarrollos.

La producción de gas por métodos no convencionales ha generado en Estados Unidos una revolución redefiniendo la matriz de producción obteniendo el autoabastecimiento y dejando a los proyectos de regasificación para importación de GNL suspendidos. El gas obtenido de esta fuente ha superado el 25% de la producción total de gas en ese país, habiendo llegado a los 14 BCFD (billones de pie cúbico por día) (400 MMm³/d). Esto produjo una caída del precio del Gas Natural sin precedentes, llegando el Henry Hub a U$S 2,20 x MMBTU. El desarrollo de la producción de gas no convencional ya lleva más de 10 años, siendo la de Barnett la cuenca más antigua. Luego aparecieron la cuenca de Marcellus con 6 años de desarrollo, Woodford y Fayetteville con 5 años y Haynesville con 4 años.

Existen costos adicionales que es preciso no soslayar, de los cuales no se cuentan aún con estimaciones precisas, ni tampoco una clara determinación de los actores involucrados para reconocerlos y enfrentarlos. Estamos hablando de los costos socio-ambientales. Como cualquier actividad extractiva, este tipo de explotación produce efectos sobre el medioambiente y sobre las comunidades cercanas. Al respecto, no está todo dicho. En Estados Unidos y en Canadá, los dos principales países en la materia, existen diversos puntos de vista, según el lugar del que se trate. Tanto en Nueva York como en Quebec, los gobiernos le han puesto un freno a los permisos de fractura, dejando abierta la posibilidad de realizar pozos para investigación, hasta tanto las comisiones de impacto ambiental creadas para este propósito específico entreguen sus reportes. Mientras que en Pennsylvania (cuenca Marcellus) se han perforado poco menos de 2.000 pozos y en la provincia de British Columbia se dispararon los niveles de producción.

La estimación del costo ambiental no es sencilla. En primer lugar, existe preocupación por la gran cantidad de agua que debe utilizarse y su disposición final. El agua utilizada para la fractura, parte queda en el reservorio y parte sale a la superficie junto con el gas o el petróleo extraído, como cualquier otro pozo con recuperación secundaria. Una vez en la superficie, se hace indispensable un tratamiento que disminuya la cantidad de contaminantes y la cantidad de hidrocarburos por debajo de los 10 ppm para su disposición final. Este agua se puede volver a utilizar en otra operación de fractura. Debido a que existen pérdidas en el uso, se hace necesaria la reposición con agua fresca. Es por ello que es indispensable el análisis de la cantidad de agua disponible en la zona y su óptima utilización, como debería hacerse con cualquier otra actividad industrial. Existen estudios que indican que podría ser posible el uso de GLP (Gas Licuado de Petróleo) en lugar de agua, con una recuperación casi total con la ventaja de que no se usa agua del medioambiente.

Por otra parte, se ha hablado de pequeños movimientos sísmicos o de contaminación de napas acuíferas. En este aspecto, el riesgo no es mucho mayor que el que normalmente se tiene durante la explotación de un pozo convencional. Ambos atraviesan atraviesan napas de agua y en ambos se debe tener el cuidado adecuado para evitar contaminación de las mismas. Es muy difícil pensar, sino imposible, en la contaminación de napas de agua producto de la fractura en sí misma ya que, al menos en nuestro país, los reservorios se encuentran a profundidades muy grandes, de entre 3000 y 4500 metros.

Respecto del balance energético, si bien es cierto que se utiliza gran cantidad de energía debido a las altas presiones necesarias, se ha mencionado también que no es positivo. Lo cual no da lugar a un análisis profundo ya que cualquier actividad que pretenda obtener un recurso energético debe tener saldo positivo, sino no tendría ningún sentido. Como sucede en los pozos convencionales, se puede utilizar el propio gas extraído para el funcionamiento de los equipos de bombeo.

El impacto en la superficie suele ser importante. Se requiere el movimiento de gran cantidad de camiones y camionetas circulando por los yacimientos, decenas de equipos de perforación y terminación moviéndose entre locaciones, más allá de los movimientos típicos de una actividad intensiva en términos de la capacidad hotelera y otros servicios. En la figura 3 puede verse la magnitud de los equipos e instalaciones involucradas. Todo ello tiene como consecuencia el aumento en la emisiones de gases de efecto invernadero y otros contaminantes típicos del aire. Los ruidos y la movilización de todo este equipamiento genera un impacto que debe ser tenido en cuenta a la hora de realizar el análisis costo-beneficio de la actividad en un determinado lugar. Este análisis debería ser llevado adelante por el Estado con participación de todos los actores involucrados, abriendo de esta manera el debate y la discusión sobre un tema estratégico de gran impacto socio-ambiental. Las regulaciones deberían desarrollarse lo más precisas posibles teniendo en cuenta las particularidades de cada zona con la posibilidad de abrir estudios especiales.

Desde luego, la discusión sobre esta actividad debe enmarcarse en el logro de una verdadera soberanía energética y en la necesidad de comenzar a diversificar la matriz productiva de generación de energía. En este aspecto, nuestro país tiene potencialidades extraordinarias en el uso de energía eólica, solar, geotérmica y mareomotriz. Algunas de ellas ya están siendo desarrolladas, aunque en este aspecto es necesario profundizar las políticas adecuadas para que las tecnologías sean desarrolladas en el país, dando impulso a la industria nacional. Desde luego, no debe soslayarse la continuidad del desarrollo nuclear, un sector de alto desarrollo científico y tecnológico con una extensa historia en nuestro país. Este sector ha llevado adelante, incluso, proyectos con tecnología propia, con niveles de seguridad altísimos y derramando en otros sectores relacionados como el satelital, conocimiento de materiales, etc.

El interés de la Nación nos exige ser inteligentes, hábiles y astutos para poner a los recursos naturales al servicio de nuestro pueblo.

Martín Scalabrini Ortiz

Publicado en el Nro. 18 de la Revista Industrializar Argentina  

Fuentes:

Telam, YPF confirmó el hallazgo de petróleo no convencional, 7 Noviembre 2011, http://www.telam.com.ar/nota/6586/

Mariana Matranga y Martín Gutman, Gas y Petróleo no convencional: perspectivas y desafíos para su desarrollo en la Argentina., Voces en el Fénix Nro.10, Noviembre 2011.

World Shale Conference 2011, Houston.

World Shale Gas 2010, Dallas.