La Argentina ocupa el segundo lugar del ranking entre los países con más volumen de gas de esquisto (shale gas) en el subsuelo. Así lo cuantificó un archi-citado informe de la Agenda de Energía de Estados Unidos, publicado en 2010. Es muy tentador calcular la relación –sobre la base de los datos que figuran en ese estudio– entre los 802 trillones de pies cúbicos (TCFs) de recursos técnicamente recuperables de gas no convencional y las reservas comprobadas actuales del fluido, que no superan los 12 TCFs. Bajo ese razonamiento, al que apelan usinas comunicacionales cercanas al Gobierno, la Argentina podría multiplicar por 70 veces sus depósitos del fluido en caso de tener éxito en el desarrollo de las formaciones de roca generadora de hidrocarburos.
Sin embargo, las últimas decisiones estratégicas de las productoras de gas radicadas en el país no van en esa dirección. Más bien parecen optar por un camino más cauteloso. Con la excepción de YPF, que está corriendo un proyecto piloto de shale gas sobre Vaca Muerta en conjunto con la norteamericana Dow, la gran mayoría de las petroleras avanza con cautela en proyectos de gas de arenas compactas (tight sands), que les permiten dosificar mejor la inversión.
La extracción de tight gas sería, desde la óptica de las petroleras de la cuenca neuquina, un canal de acceso más seguro a los yacimientos no convencionales. Gabriel López, subsecretario de Hidrocarburos de Neuquén, lo explica con estas palabras: “El tight gas les permite a los productores avanzar de manera gradual, controlando los niveles de inversión, que son muy menores que los que demanda el shale gas”, precisó en diálogo con El Inversor Energético & Minero.
En la misma línea, desde Petrobras Argentina señalaron que “los reservorios tight requieren fracturas hidráulicas de menor magnitud que los shale y consecuentemente de menor costo. En términos de producción, se pueden alcanzar valores similares en ambos casos, por lo que el costo de desarrollo de los reservorios tight gas es menor que el de los shale gas”. “Esto hace que el desarrollo de tight sea atractivo en el corto y mediano plazo”, acentuaron ante la consulta de este medio.
En concreto, petroleras como YPF, Pan American Energy (PAE), Total, Petrobras y Pluspetrol, entre otras, optaron por dilatar la implementación de proyectos de shale gas, para comenzar a explotar con mayor ritmo formaciones de arenas compactas. Si bien la existencia de tight sands no es una novedad para los geólogos que conocen la cuenca Neuquina, sí es verdad que en los últimos dos años ese tipo de producción empezó a ganar relevancia en los programas de upstream de los principales players de la cuenca.
Según un relevamiento realizado por este medio por los principales jugadores del mercado, el desarrollo del gas de arenas compactas acarreará inversiones por alrededor de u$s 500 millones en la cuenca Neuquina para perforar más de 40 pozos en este tipo de yacimientos.
El tight gas ya representa, por caso, un 12% del total extraído por YPF en Neuquén. “En el primer trimestre de 2014, ese porcentaje era del 8%, por lo que la producción de gas de arenas compactas muestra un crecimiento constante”, explicaron allegados a Miguel Galuccio, presidente de la compañía reestatizada.
La mayor petrolera del mercado tiene en marcha dos proyectos principales de tight gas. Uno en el bloque Loma La Lata, sobre la formación Lajas, que contempla la perforación de alrededor de 25/30 pozos en 2015, con una profundidad de entre 2.600 y 2.800 metros. El campo produce cerca de 4,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de tight gas. El otro está ubicado en el área Rincón del Mangrullo, donde YPF está asociada con Petrolera Pampa, el brazo petrolero del holding Pampa Energía encabezado por Marcelo Mindlin. Del reservorio, ubicado en la formación Mulichinco a cerca de 1.800 metros de profundidad, se extraen 1,5 MMm3/d de gas de arenas compactas.
En total, el tight gas explotado por YPF representa cerca de un 18% del gas extraído de los campos operados por la compañía, según datos del IAPG.
De larga data
La extracción de tight gas entrampado en formaciones de menor permeabilidad (menos de 0,1 milidarcy) y porosidad no es una novedad. Algunas empresas lo explotan desde hace años en forma complementaria a la producción convencional de gas. “Fuimos los pioneros en empezar a producir tight gas en Aguada Pichana. Hace varios años que perforamos las arenas compactas de la cuenca Neuquina”, explicó Sergio Giorgi, director de No Convencionales de Total, el segundo player del mercado de gas, durante una exposición en el seminario Argentina Shale Gas and Oil Summit 2015, realizado en mayo en el Hotel Sheraton de Retiro.
Pluspetrol es otra de las compañías que conoce la tecnología para extraer el gas de tight sand. En la misma conferencia, Javier Iguacel, VP de Desarrollo de Negocios de la tercera petrolera del mercado, señaló que “Pluspetrol tiene en marcha un programa para perforar 45 pozos de tight gas” en el área Centenario, un histórico yacimiento de gas que –al igual que la mayoría de los de la cuenca– ingresó en su etapa de madurez geológica.
Sin embargo, la productividad de las arenas compactas del Grupo Cuyo está lejos de ser uniforme. “Muchas veces se piensa, incluso en ámbitos integrados por geólogos, que el rendimiento productivo de las arenas compactas de la cuenca Neuquina no tiene variaciones en una misma área, cuando la realidad es completamente diferente”, advirtió Alejandro López Angriman, VP de Desarrollo de Reservas de PAE. Petrobras, en tanto, tiene dos rigs de perforación en funcionamiento en el área Río Neuquén, conocida en la industria por su gran potencial gasífero.
“Hoy estamos trabajando con dos equipos. Incorporamos un segundo equipo de perforación de 1.500 HP importado desde el exterior. El programa prevé la perforación de 44 pozos con un incremento de producción de 1,4 MMm3/d de tight gas. También se están realizando tareas de mantenimiento de las instalaciones existentes e instalando nuevos equipos con el fin de aumentar la capacidad de tratamiento y compresión”, explicaron desde la empresa brasileña, que prevé invertir u$s 622 millones en el área para explotar la formación Punta Rosada.
En conjunto, la producción de tight gas ya representa casi un 20% del total de la oferta de gas de Neuquén, el mayor pulmón gasífero del país.
Economía de los hidrocarburos
Profundidad, productividad, permeabilidad y presión son sólo cuatro variables que oscilan en función de cada reservorio de tight gas y que, al final del día, determinan la rentabilidad del negocio. Pluspetrol, por ejemplo, maneja un costo cercano a los u$s 7 millones por cada pozo de tight gas perforado en Neuquén. La petrolera de origen local apunta a la perforación de pozos que acumulen en su vida útil una producción cercana a los 3,5 miles de millones de pies cúbicos (BCFs) de tight gas, según comentaron a El Inversor Energético & Minero allegados a la compañía.
Pozos de ese tipo se vienen perforando desde hace tiempo en forma complementaria a la colocación de perforaciones convencionales. Lo que la industria está empezando a discutir ahora es el desarrollo íntegro de un área a partir de la explotación exclusiva o mayoritaria de tight gas. Ésa sí es una novedad en el sector.
Para que las empresas empezaran a analizar seriamente esta clase de proyectos fue necesaria la implementación del Programa de Estímulo a la Inyección Adicional de Gas, conocido en la jerga petrolera como Plan Gas, que autorizó el pago de u$s 7,50 por millón de BTU por la producción incremental del fluido; dos veces y media más que el promedio que venían recibiendo los productores.
Órdenes de magnitud
Todo depende de las proyecciones que trace cada compañía. Lo central es qué cantidad de gas se puede recuperar y a qué precio. Así, si Pluspetrol considera potable el desarrollo de pozos de tight gas con un volumen acumulado de 3,5 BCFs, PAE –la segunda petrolera del mercado– debe recuperar más del doble de ese volumen para que los pozos colocados en Lindero Atravesado sean económicamente rentables.
PAE apunta a que cada perforación en el sweet spot de Lindero Atravesado Oriental acumule en su vida útil de 30 años una producción cercana a los 7,7 BCFs de tight gas. Acumular la mitad de esa EUR (Estimated Ultimate Recovery) le demandará entre 7 y 10 años de explotación. Un proyecto convencional de gas, en cambio, tarda apenas dos o tres años en producir esa cantidad, por lo que la recuperación de la inversión es mucho más veloz. PAE, que cuenta con cuatro equipos de perforación activos en Lindero y ya produce más de 2 MMm3/d de tight, invertirá este año cerca de u$s 180 millones en su yacimiento de Neuquén.
Los pozos de tight gas pueden comenzar con una muy buena producción inicial, superior incluso a los 200.000 m3/d del fluido. “Pero declinan en forma exponencial muy rápidamente y luego registran un comportamiento hiperbólico que les permite mantener una nivel parejo de producción por décadas. De ahí la necesidad de pensar estos proyectos a muy largo plazo”, indicó un geológo con vasta experiencia en la cuenca.
Pozos verticales
A diferencia de los proyectos de shale gas de Vaca Muerta, la mayoría de las petroleras opta por desarrollar las tight sands mediante pozos verticales. Son perforaciones con una buena cantidad de fracturas hidráulicas: oscilan entre 5 y 12 en función de la formación y del tipo de yacimiento. Cada pozo puede requerir hasta 6.000 bolsas de arena refinada.
Para destrabar la ecuación económica, las empresas están corriendo planes de optimización de costos.
Es central, en pos de optimizar el costo de los pozos, disminuir los tiempos de perforación y completación. “Estamos maduros en las rampas de perforación. Los equipos están perforando en la velocidad apropiada, pero tenemos demoras en los tiempos de conexión, motivados en parte por el desconocimiento en cuanto a la operación de las nuevas unidades de drilling, que son automatizadas”, admitieron desde una empresa.
Qué está haciendo cada petrolera
