Se trata de Exxon, Total y Apache. Son las que tienen proyectos de Shale en las formaciones de Vaca Muerta y Los Molles, donde se estiman recursos potenciales por 220 TCF (trillones de pies cúbicos). Según la provincia, los yacimientos no convencionales sumarán para el año 2020 inversiones por 5.000 millones de dólares.

Por Claudio Scaletta.- En las próximas semanas, cuando se conozca el precio acordado por el gobernador Jorge Sapag con Nación para el gas de yacimientos no convencionales -valor que rondará los 6 dólares el millón de BTU-, las empresas Exxon, Total y Apache realizarán millonarios anuncios de inversiones.

Exxon y Total

Los proyectos de Exxon Móvil, la petrolera más grande del mundo, y la francesa Total, se encuentran en las áreas recientemente concesionadas por Gas & Petróleo del Neuquén, la firma provincial con la que trabajarán asociadas. Las tres áreas pertenecen a la formación Vaca Muerta, donde la Subsecretaría de Hidrocarburos y Minería, que conduce Héctor Mendiberri, estimó recursos potenciales de “gas en pelitas negras” (shale gas o gas de arcillas) por 120 TCF, esto es, el equivalente a 12 Loma de La Lata en estado original (10 TCF). Los números surgen de un informe interno del gobierno provincial presentado al gobernador en octubre pasado y que fue adelantado por E&E.

Según pudo saber ahora este suplemento los proyectos de Exxon Móvil en esta formación son dos, uno en el área La Invernada y otro en Bajo del Choique. La francesa Total, en tanto, anunciará un proyecto en “La Escalonada” un área concomitante a las dos anteriores. Las tres formaciones se encuentran en el noreste de Vaca Muerta.

Apache

Apache, que ya había anunciado perforaciones en dos proyectos de Shale, los de Anticlinal-Campamento, en la formación los Molles, donde la provincia estimó en el informe de octubre otros 100 TCF, y La Calera, pero ahora se anunciarían dos proyectos en la formación Vaca Muerta: concretamente en las áreas de Cortadera y Huacalera.

Hermetismo

Según una alta fuente del gobierno provincial, las empresas “se salen de la vaina” por comenzar a perforar. “Las expectativas son muy optimistas, porque los estudios y los ensayos realizados hasta ahora permiten presumir que el gas está”, completó el informante.

La provincia ya conoce estas inversiones, pero espera que la información sea hecha pública por las propias empresas, razón por la que los datos son guardados bajo siete llaves. A su vez, las empresas se encontraban a la espera de que el gobierno de Jorge Sapag finalice las negociaciones por mayores precios para este gas, al parecer una condición necesaria.

En esta línea la semana que pasó fue clave. En Buenos Aires, el gobernador acordó el mayor precio con la Secretaría de Energía. Hasta ahora, las negociaciones por precios se habían concentrado en el fluido con destino a industria. Esta fue la fórmula sugerida inicialmente por Nación como un camino intermedio para que los mayores precios no lleguen a los consumidores. Para la Provincia, la expectativa siempre fue que el mayor valor se generalice para todos los reservorios no convencionales, tanto Shale como Tight (de areniscas compactas). No es un dato menor, porque los yacimientos convencionales de la provincia están en declinación, lo explica la importancia que se asigna a la recuperación terciaria y la esperanza en los yacimientos no convencionales.

Inversiones por 5.000 millones de dólares

A su regreso de Buenos Aires esta semana, Sapag realizó un preanunció. Dijo que Nación y Provincia trabajan en la letra chica de un acta acuerdo para un mayor precio: el piso del nuevo valor fue fijado por el gobernador en los alrededor de 4,5 dólares el millón de BTU que se pagan por los programas en curso de Gas Plus y el techo en los 7,6 dólares al que se importa el gas natural desde Bolivia. Conocido el precio, lo que sucederá en las próximas semanas, las empresas anunciarán las nuevas inversiones.

Primeros ensayos

Los primeros ensayos en Shale Gas fueron adelantados por La Mañana de Neuquén en junio pasado. Por entonces se anunció que la estadounidense Apache había realizado en los meses de abril y mayo operaciones para investigar el potencial de este gas no convencional en la provincia. La empresa informó que en ese período se llevaron a cabo de forma exitosa estimulaciones por fractura hidráulica en la formación Los Molles, en dos pozos verticales de su área de concesión Anticlinal Campamento, a más de 3.000 metros de profundidad.

“Apache utilizó tecnología de última generación para llevar a cabo estos trabajos de estimulación de arcillas, los primeros en Latinoamérica por su naturaleza”, indicó entonces la petrolera. También señaló que se monitoreó la propagación de las fracturas en la roca, observando los epicentros de los miles de microeventos sísmicos que se producen a medida que se parte la roca. Los trabajos de fractura resultaron exitosos y ambos pozos en la actualidad producen gas en la etapa de ensayos posteriores a la estimulación.

Además, Apache había informado la perforación, siempre en Los Molles, del pozo ACO-10, del que se extraería un “testigo corona” (muestra de roca que se corta mediante un trépano especial) para su estudio en Estados Unidos.

Los Molles y Vaca Muerta

Los estudios de la Subsecreatría de Hidrocarburos provincial indican que la formación Los Molles presenta un superficie de 6.000 km2, con una profundidad promedio de 2.500 mbbp y un espesor útil de 50 m. Aquí, los recursos potenciales en pelitas negras son de 100 TCF.

Vaca Muerta, en tanto, es un formación que se extiende en 9.000 km2, con una profundidad promedio que también se encuentar en 2.500 mbbp y un espersor útil de 40 m. Los recursos estimados alcanzan a los 120 TCF.  A modo de comparación, la totalidad de los recursos potenciales calculados para los reservorios de Tight Gas Sand suman 37,5 TCF, lo que significa que la expectativa total en gas no convencional alcanza a 257,5TCF o, como publicó semanas atrás E&E, casi 26 loma de la lata en estado original.

La Mañana Neuquén

Petroleras invierten dinero y tecnología para extraer más gas

Empresas como Apache Argentina e YPF están aplicando procedimientos no convencionales como el “Shale gas” y el “Tight gas”, que insumen mayores costos y requieren de más tecnología, para ampliar las reservas de este fluido.

La necesidad de sumar reservas e incorporar más gas a la oferta del mercado interno lleva a las petroleras a incursionar en la búsqueda del combustible a través de procedimientos no convencionales como el “Shale gas” y “Tight gas”, que requieren de más tecnología y mayores costos.

Apache Argentina e YPF son las primeras petroleras que avanzan en proyectos de este tipo en el país, tras conocerse los buenos resultados vienen obteniendo en Estados Unidos las empresas que llevan adelante estas prácticas, que les han permitido elevar “sustancialmente” sus reservas de gas.

Apache Argentina incursiona con el desarrollo de “shale gas” (gas de lutitas -rocas sedimentarias-), con el trabajo realizado en el pozo exploratorio del yacimiento “La Calera”, en la provincia de Neuquén.

John Graham, presidente de Apache, señaló a Télam que “esta campaña está orientada a evaluar el potencial productivo en las formaciones “Los Molles” y “Vaca Muerta” y contribuirá a identificar el futuro potencial hidrocarburífero de gas no convencional en la cuenca neuquina”.

Destacó que “la implementación de estos proyectos ratifican el compromiso de Apache Argentina de invertir para contribuir a satisfacer las necesidades energéticas del país, a partir de la incorporación de reservas y gas para el consumo”.

El directivo añadió que “estos trabajos constituyen un importante paso en la exploración para el potencial desarrollo de recursos de gas en yacimientos no convencionales en la cuenca neuquina” Informó que la empresa se prepara para comenzar a perforar en Neuquén antes de fin de año el primer pozo horizontal con fracturas múltiples de Latinoamérica orientado a “shale gas”.

La estimulaciones por fractura realizadas en el pozo TP.x-2 del yacimiento La Calera, y previamente también en los pozos ACO-7 y AC-86 del yacimiento Anticlinal Campamento en Neuquén, requirieron una inusual cantidad de equipamiento, precisó.

Se utilizaron camiones con equipos bombeadores, camiones para el transporte del fluido y de la arena, tanques de almacenaje y otros equipos de servicio y apoyo.

Apache cuenta con más de 10 años de experiencia en Estados Unidos y Canadá en el desarrollo de yacimientos de gas no convencionales.

A mediados del corriente año, el presidente de YPF, Sebastián Eskenazi, anunció que la petrolera trabajaba en el desarrollo de tecnologías para obtener gas por métodos no tradicionales.

“Estamos con shale gas. En julio pasado hicimos las primeras fracturas en Neuquén y ya estamos con 200.000 mil metros cúbicos diarios de producción”, dijo el empresario.

Con una inversión cercana a los 10 millones de dólares, YPF inició en el Yacimiento Loma La Lata, en la provincia de Neuquén, los trabajos de perforación del primer pozo de “shale gas” en la Argentina.

Ese primer pozo de “shale gas” se suma a las ocho perforaciones de “tight gas” (yacimientos en arenas compactas) que ya realizó YPF en la provincia patagónica.

Para acceder a potenciales recursos de “shale gas”, tras la perforación del pozo, se debe fracturar la roca arcillosa por medio de la inyección de agua y arena a altas presiones hacia el interior del pozo. Esta operación provoca multiples microfracturas asociadas que permiten que el gas fluya a la superficie.

Los reservorios de “shale” están formados por roca sedimentaria con gran cantidad de materia orgánica, requisito indispensable para la generación de hidrocarburos. El “shale” comprende partículas del tamaño de la arcilla que han sido compactadas hasta formar capas rocosas casi impermeables.

El desarrollo de “shale gas” hasta hace poco no era considerado viable, pero gracias a la combinación adecuada de tecnología e incentivos económicos puede ser una opción para los requerimientos energéticos del país.

La fracturación hidráulica es la única opción para acceder a los recursos almacenados en yacimientos de muy baja permeabilidad como el “shale” de Neuquén.

La estimulación por fractura es un proceso por el cual fluidos compuestos principalmente por agua y arena son bombeados a alta presión en una formación con el fin de partir la roca del reservorio creando canales para incrementar la productividad de formaciones muy poco permeables.

La “arena” que integra el fluido inyectado en la fractura, conforma partículas de cerámica sintética resistentes a la profundidad y presión, que funcionan como material de soporte para mantener abiertos los canales creados, permitiendo de este modo la liberación y circulación del “shale gas” hasta el pozo.

El desarrollo del gas no convencional dependerá no sólo del potencial productivo del reservorio, sino también de una ecuación económica donde intervienen varios factores, entre ellos: el precio final que se obtenga por el “shale”, los costos locales de los servicios y materiales, y la carga fiscal que rija finalmente sobre el proyecto. (Fuente: Télam)

MDZ

About these ads