El anuncio de nuevos recursos de petróleo no convencional realizado esta semana por YPF es el resultado de la conjunción de las nuevas tecnologías de extracción en arenas y arcillas compactas, del conocimiento preexistente de recursos potenciales y de la posibilidad de mayores precios en el marco de los programas Plus. Empresarios y funcionarios destacaron la “baja conflictividad” de la provincia y coincidieron en que se está cerca del punto de inflexión de la actual declinación productiva.

Por Claudio Scaletta.- “Vieron que no estábamos vendiendo cartón pintado”, repetía a los periodistas un alto funcionario del área de hidrocarburos de Neuquén. La frase sintetizaba el estado de ánimo de la dirigencia provincial, exultante por el anuncio formal de YPF de nuevos recursos por 150 millones de barriles equivalentes en petróleo no convencional (Shale Oil, ver aparte). El regocijo se reflejó también en el mensaje de fondo del acto del pasado martes en Loma La Lata, en concreto: que la fase de la declinación de la producción neuquina terminó y que comienza una nueva etapa de expansión.

En los últimos años, la caída de la producción en la cuenca neuquina se produjo sobre todo en petróleo. Con yacimientos maduros en la provincia, las inversiones de las operadoras se movieron previsiblemente en función de las señales de mercado y se dirigieron allí donde los costos de producción eran menores. En particular, hacia los grandes yacimientos de la cuenca del Golfo de San Jorge. En consecuencia, si la producción de petróleo cayó globalmente a nivel nacional, lo hizo más en Neuquén.

Siguiendo el discurso de empresarios y funcionarios, el mega anuncio de YPF confirmó que, además de gas, existe ahora mucho petróleo no convencional bajo el subsuelo provincial. También que esta existencia es una cantidad suficiente para marcar el punto de inflexión entre un presente de declinación y un futuro del que sólo se conocían algunos estudios (tanto provinciales como internacionales, ambos publicados en su momento por E&E) y unas pocas muestras de nuevas producciones, especialmente en gas.

Optimismo

Cómo señalaron críticos y escépticos, la existencia de reservorios no convencionales era ya conocida desde la época de la YPF estatal. En este sentido, no se trataría estrictamente de “nuevos descubrimientos”, sino de la comprobación de que, efectivamente, el gas y el petróleo se encuentran donde se pensaba que estaban.

Sería erróneo, sin embargo, dejar la crítica en este punto sin preguntarse por qué estos recursos dormían hasta ahora en el subsuelo y en adelante comenzarán a transformarse progresivamente en reservas.

La respuesta es que entre un estado y otro existió un cambio tecnológico a nivel mundial: el desarrollo de las nuevas técnicas para la extracción de los recursos “no convencionales”. Estas tecnologías evolucionaron en Canadá y Estados Unidos, país donde el 40% de la producción proviene hoy de yacimientos no convencionales. De hecho, el anuncio del pasado martes destacó que se trata del primer “descubrimiento” importante de shale oil fuera de América del Norte. Extraer estos hidrocarburos es bastante más caro y complejo (y contaminante) que hacerlo por la vía tradicional, pero la maduración de los yacimientos, los nuevos precios internacionales y, fronteras adentro; los programas de gas y petróleo Plus posibilitaron una nueva ecuación que reorientará el flujo inversor.

Precios

Las operadoras siguen demandando que la diferencia entre el precio recibido y el internacional sea menor. Algunas lo hacen abiertamente, otras a través de canales indirectos, como por ejemplo la prensa “especializada”. Desde YPF, firma con la que el Gobierno mantendría una alianza estratégica, aspiran a la misma reducción, pero hacia fuera de la compañía el tema es tabú. No quieren, por ningún motivo, aparecer en la escena mediática reclamando por mayores valores. Ante el “incisivo” requerimiento de la prensa junto al nuevo pozo de Loma La Lata, el vicepresidente de YPF, Sebastián Eskenazi, repitió el martes que el valor de los programas plus era suficiente para una explotación rentable de los nuevos recursos. El ministro de Planificación Federal, Julio de Vido, lo ponderó.

Cuatro patas

Una segunda alianza estratégica  pareciera ser la existente entre el gobierno nacional, el provincial, YPF y el gremio petrolero que conduce Guillermo Pereyra. El segundo dato resaltado en la presentación del martes fue la baja conflictividad existente en Neuquén gracias al buen comportamiento del sindicalismo local.

Desde YPF comentaron a E&E que la conflictividad sectorial es objeto de un relevamiento prolijo. En el peculiar mapa no se considera “conflictividad” solamente a las demandas salariales, sino a cualquier acción que obstruya el normal desarrollo de la actividad. El discurso de la compañía podría ser leído en clave de la coyuntura (bloqueos en Santa Cruz), sin embargo, ya había sido comentado a E&E meses atrás por la misma fuente. El resultado es que en el “mapa de la conflictividad”, Neuquén es una provincia color verde, lejos del rojo de Santa Cruz y el rosado de Chubut. Los empresarios insisten en que la baja conflictividad es un factor clave al momento de tomar decisiones de inversión. Para otros, la riqueza del subsuelo resulta más determinante.

Shale oil

El director de Exploración de YPF, Carlos Colo, comentó a E&E que en el nuevo hallazgo de Loma La Lata demandó la perforación de 11 pozos, 9 verticales y 2 horizontales. En una segunda etapa se desarrollarán “clusters” que son un conjunto reticulado de perforaciones cada 200 ó 300 metros en torno de los ya realizados, en forma reticular, que tienen por objeto “barrer” toda el área. Colo agregó que en la zona ya existen equipos de perforación automatizados para desplazarse de pozo en pozo y destacó que esta maquinaria resulta fundamental para la eficiencia de la operación. Sólo en la denominada “zona 1”, una fracción de los 330 km2 del yacimiento, se realizarán 100 pozos en los próximos 3 años. El geólogo recordó que el petróleo convencional se aloja en las rocas almacén, que son permeables, como arenas y calizas (ver infografía), pero que se deposita allí después de generarse en rocas impermeables o esquistos (“shale”). En el caso de los pozos recientemente anunciados la producción es 30 % superior a la convencional. Finalmente Colo destacó que el shale oil de la formación Vaca Muerta es muy superior al de cuencas similares en Estados Unidos. Su calidad, cercana a los 42 °API lo homologan al “crudo medanito”. Su caudal inicial se acerca a los 200 barriles diarios y el espesor de la capa de esquistos es muy superior, unos 250 metros.

Sebastián Eskenazi, vicepresidente ejecutivo de YPF
“Neuquén es estratégico para nosotros”

¿Cuándo se estima que los recursos encontrados se transformarán en reservas?
Las estamos declarando, pero el volumen más importante de producción comenzaremos a verlo a partir de 2014.

¿Habrá reorientación de inversiones hacia Neuquén?
Neuquén es estratégico para nosotros, principalmente porque la mayoría del gas lo sacamos de acá y ahora se nos abrió una expectativa muy grande con el petróleo, que no la teníamos. Solamente la delineación y puesta en marcha de 25 km2, que es el primer paso en los próximos seis meses y representa una inversión de 270 millones de dólares, de la que ya se desembolsaron 100, nos va a dar entre 1 y 2 millones de barriles más para agregar a las reservas en los próximos meses, solamente esta pequeña fracción… Ya este año comenzarán a certificarse reservas.

¿Cómo influye la conflictividad social?
La verdad es que si se observa el conjunto del país, en lo que es materia petrolera la gran mayoría no tiene conflictividad. Solamente tenemos problemas en el norte de Santa Cruz, los que se están empezando a solucionar.

¿Qué inversión demandarán los 100 pozos en 3 años que se anuncian para el área?
Por ahora sólo tenemos el cálculo de los 270 millones que se completarán en los próximos 6 meses. Pero estamos haciendo exploración en toda la cuenca de Vaca Muerta y a medida que vayamos encontrando sumaremos recursos. Estamos frente a algo nuevo, frente a algo que nadie tenía en cuenta. Estamos reemplazando reservas con un petróleo y un gas nuevo. Es otra tecnología y tenemos que plantearnos como lo vamos a utilizar y desarrollar.

¿Esto supone contar con un mejor precio?
En el caso de petróleo, por la calidad que encontramos, a esta altura diría que no. Creo que tendremos una buena rentabilidad.

¿Y en gas?
En el no convencional, como usted sabe, existen las fracturas, que son más caras, esa es la razón de ser de los programas Plus a los que nos sumamos. A esto se agregan los contratos directos que hacemos con compañías como Vale (do Rio Doce), a la que le vamos a vender gran parte del gas que vamos a sacar en el primer yacimiento.

Julio De Vido, ministro de Planificación Federal
“Estamos hablando de 1.500 millones de barriles”

¿Cuál es el impacto del petróleo no convencional para la actividad?
Las nuevas tecnologías harán repensar todo el negocio. Fíjese que si tenemos un área de 300 km2 de la que se han explorado 25 y en los 25 se encontraron 150 millones de barriles la respuesta está en la multiplicación. Esta es una multiplicación que yo no debo hacer, porque primero hay que explorar, pero no hay razones para ser negativos y pensar que no habrá una cantidad similar. Pero si solamente lo multiplica por 10 estamos hablando de 1.500 millones de barriles, lo que significa un descubrimiento a nivel regional sumamente importante.

¿Prevé cambios en la matriz energética?
El Departamento de Energía de Estados Unidos calculó para Argentina 700 TCF de gas no convencional, lo que significa un alivio para un país como el nuestro con una matriz fuertemente diversificada.

¿Conoce la propuesta de Neuquén en materia de sustituir importaciones gasíferas?
Bueno, para nosotros esa es una meta a nivel nacional, pero se da el caso de que hay una buena complementación entre la Provincia, la empresa, en este caso YPF, el sindicato de obreros privados y el gobierno nacional, lo que nos permite encarar proyectos que avanzan rápidamente, como es el caso de shale gas. Hace 2 años hablábamos de esto y hoy estamos tocando el petróleo acá.

Tanto para petróleo como para gas ¿hay fecha estimada de reversión de la tendencia de declinación productiva?
Ya lo estamos casi logrando este año. Si no fuese por el nivel de paros que hubo en el sur, este año ya hubiésemos estado por encima del anterior.

¿En qué etapa se encuentra Chihuido?
Estamos terminando los detalles en el Anses del cofinanciamiento junto a empresas brasileñas y firmaríamos el contrato. Sólo faltan detalles de tipo administrativo y legal, pero no hay ninguna barrera ni traba política por delante. Vamos a firmar cuando estén los papeles listos.

¿Es posible que la construcción comience este año?
Sí, por supuesto.

La Mañana Neuquén

El petróleo no convencional, en la mira de las empresas

El gran hallazgo de YPF abre expectativas en las operadoras interesadas en el shale oil.

Firmas con experiencia como Exxon y EOG Resources se suman al nuevo horizonte petrolero.

Neuquén > El hallazgo del megayacimiento de petróleo no convencional (shale oil) en Loma La Lata que dio a conocer días atrás YPF es la confirmación de un nuevo horizonte en la industria hidrocarburífera nacional.

La filial argentina de Repsol no es la única operadora interesada en el shale oil en la provincia. En los últimos meses puso sus pies en Neuquén la petrolera norteamericana EOG Resources, una de las compañías con más experiencia en el desarrollo de ese tipo de yacimientos en los Estados Unidos y Canadá.

La firma se adjudicó dos áreas de exploración en sociedad con YPF (Bajo del Toro y Cerro Avispa) el año pasado en la tercera ronda licitatoria lanzada por la estatal provincial Gas & Petróleo del Neuquén. Planea hacer sísmica en dos bloques de la zona norte de la Cuenca Neuquina y perforar un par de pozos exploratorios.

La empresa, que se desprendió del gigante caído en desgracia Enron y en 1999 se inició como compañía independiente, también tiene experiencia en la explotación de gas no convencional (shale y tight gas). En 2010 aumentó 43% su producción de shale oil en las formaciones Bakken, en Dakota del Norte, y Eagle Ford, en Texas, EE.UU., y este año destina la mayor parte de sus inversiones a ese tipo de petróleo.

Otra que posó sus ojos en el potencial del subsuelo neuquino es la mayor petrolera del mundo, Exxon, que este año abrió oficinas en esta capital. Se interesó en dos áreas desiertas de las rondas lanzadas por G&P (Bajo del Choique y La Invernada), además de Las Yeguas Bloque I, en sociedad con YPF, y Loma del Molle.

Una formación prolífica

El hallazgo de YPF, estimado en 150 millones de barriles de crudo en un área de sólo 320 kilómetros cuadrados, aumentaría las reservas de la compañía un 35% y un 6% las de la Argentina.

Si se tiene en cuenta que el descubrimiento se hizo en la formación Vaca Muerta, que abarca 30 mil kilómetros cuadrados en el centro de la Cuenca Neuquina, es de esperar que otras compañías obtengan resultados similares a los de YPF.

De hecho, Apache y Total ya perforaron pozos sobre esa formación para explotar gas no convencional. Si bien la explotación de shale oil requiere de tecnología de avanzada y los pozos son más costosos que los tradicionales, en la industria aseguran que con los precios del plan Petróleo Plus el negocio es rentable.

Ello sucede principalmente por la alta calidad del crudo, que proviene de la roca generadora y que mantiene todas sus propiedades, a diferencia del crudo convencional que al migrar hacia la superficie pierde componentes. Ese tipo de petróleo liviano es el preferido de las refinerías a la hora de producir combustibles, y por lo tanto su cotización es de las más altas.

Se cree que el shale oil revolucionará la industria petrolera argentina no sólo porque se estima que en Neuquén hay grandes cantidades de ese recurso, sino porque requiere de menos inversión que el gas no convencional. En el caso de los reservorios de crudo, a diferencia de los de gas, no se realizan las costosas fracturas hidráulicas.

Ante el panorama de optimismo que abrió el hallazgo de YPF, la estatal G&P se apresta a lanzar su cuarta ronda licitatoria de áreas secundarias, y espera encontrar muchas ofertas.

La Mañana Neuquén

Shale gas, la esperanza energética

La Argentina es la tercera potencia mundial en reservas de este recurso no convencional, según un informe del gobierno de EE.UU.

Por Diego Cabot.- Hay un ranking, que no tiene que ver con el fútbol, en el que la Argentina está tercera. Apenas por debajo de dos potencias: Estados Unidos y China.

Desde hace unas semanas recorre todos los escritorios de los empresarios petroleros del planeta un estudio del Departamento de Energía de EE.UU. que ubicó a la Argentina como el tercer país del mundo con recursos potenciales de gas no convencional, detrás de China y muy cerca de Estados Unidos.

Los petroleros están contentos. Sucede que las reservas de hidrocarburos conocidas podrían ser mucho más importantes con las nuevas tecnologías que permiten extraer combustibles fósiles de otros recovecos del subsuelo.

Y la Argentina parece que será noticia en los próximos años. El domingo último, YPF anunció que encontró petróleo en un yacimiento, llamado Vaca Muerta, que representa el 35% de las reservas locales de la empresa. Allí, y por primera vez en América latina, se usará esta tecnología.

La investigación del gobierno de EE.UU., para la que contrató a la consultora Advanced Resources International, tiene como fin reportar los recursos mundiales de este hidrocarburo conocido también como “shale gas ” o gas de “arcillas compactas”. El mundo petrolero concibe esta posibilidad como la gran oportunidad de prolongar la vida útil de muchísimos yacimientos que declinan la producción con el paso del tiempo. Según el trabajo, los recursos de gas no convencional de China suman 1275 billones de pies cúbicos; los de Estados Unidos, 862, y los de Argentina, 774.

“Esto es petróleo nuevo -dice Carlos Colo, director de exploración de YPF-. Es resultado de exploración de frontera y del uso de nueva tecnología que permite producirlo.”

¿De qué se trata esta tecnología? Desde hace un puñado de años se empezó a experimentar con perforaciones horizontales que permiten llegar a formaciones rocosas antes inaccesibles. Los pozos tradicionales siempre tuvieron perforaciones verticales que buscaban reservorios en la llamada “roca almacén”. De allí, como si fuese una bombilla, se llevaba a la superficie el hidrocarburo en forma vertical.

Pero ese petróleo almacenado no era generado en ese lugar, sino más abajo, en la denominada “roca madre”. Dadas ciertas condiciones de presión y de calor que haya tenido esa formación rocosa, puede darse el caso de que haya quedado petróleo o gas entre las rocas y que nunca haya llegado a los almacenes.

“Perforando se llega hasta la capa de la roca madre en forma vertical y luego, para los casos de pozos horizontales, se perfora con tecnología direccional que permiten navegar por la roca shale. Luego, a través de fracturas hidráulicas, se rompe la formación rocosa, se coloca arena y fluye el hidrocarburo”, dice Colo.

Otra de las grandes diferencias es que esta tecnología permite perforar 1000 metros en forma horizontal y, de esta manera, optimizar el desarrollo de la cuenca. Los costos de este tipo de emprendimientos se han acercado a lo que salen los yacimientos tradicionales. Una perforación de shale gas cuesta 40% más cara que una tradicional y el tiempo que se tarda en hacerlo es alrededor de un 20% más.

Germán Curá, director regional de las operaciones de Tenaris en EE.UU. y Canadá, también es optimista sobre el subsuelo argentino. En Houston, donde el mundo petrolero se dio cita hace unas semanas en una exposición sobre el mundo offshore , Curá habló con La Nacion, entre otros medios locales: “Hay bastantes certezas de que en el subsuelo argentino hay shale gas y shale oil (petróleo). No tengo dudas de que es una gran oportunidad para el país. Creemos que habrá un gran desarrollo de estas tecnologías en la Argentina”.

Pampa Energía es uno de los grupos locales que se apresuró a estudiar e invertir en este tipo de emprendimientos. El propósito del grupo es autoabastecerse en Loma de la Lata, la central térmica que consume entre 2 y 3% del gas que se quema por día en el país. Horacio Turri, director de nuevos negocios de Pampa, dice que, por ahora, la apuesta del grupo está asociada a la generación eléctrica. “Nuestro proyecto es en tight gas. A diferencia del shale , no iríamos a la roca madre, sino que el yacimiento se localizaría en una capa de arena. Es más económico y permite perforaciones verticales. A perforar la roca madre van los grandes jugadores.” Entre ellos están Exxon Mobil, Petrobras, Total y Apache.

Después de años de cabezas bajas en el mundo energético, ahora sobra optimismo. La tecnología y los precios tendrán la última palabra.

EL PRECIO ES EL GRAN INTERROGANTE

Además del subsuelo rico en minerales. Además de que la roca madre haya tenido los beneficios que le dio la historia geológica para que se alojen hidrocarburos. Además de tener paciencia, tiempo y dinero para explorar, los petroleros miran con mucho cuidado el precio que les pagarán por el preciado combustible que saquen del subsuelo a la superficie.

Y allí surge una esperanza: el plan Gas Plus, un instrumento que creó el Gobierno hace algunos años para fomentar la alicaída producción de gas natural en las cuencas argentinas.

“Uno de los atractivos, además de la tecnología, es la posibilidad de vender este gas a precio de mercado”, se sinceró un petrolero. A grandes rasgos, Gas Plus estableció que todo gas nuevo que se descubriera desde 2008 y que se empezara a comercializar iba a gozar de la libertad de precio que no tiene el que existía hasta entonces. Y como todo bien escaso, se paga.

“Esa es la teoría. Ahora bien, ¿quién asegura que no vuelvan a cambiar las reglas'”, se sinceró un petrolero conocedor de las mañas regulatorias del Gobierno.

La Nación