¿Por qué el desarrollo de gas de arenas compactas supera al de esquisto en Argentina?
El debate reciente sobre la industria argentina de petróleo y gas se centra en primer término, como es comprensible, en el enorme yacimiento de hidrocarburos de esquisto Vaca Muerta en la cuenca Neuquén.
Las reservas de gas y petróleo de esquisto técnicamente recuperables en Argentina ocupan el segundo y cuarto lugar entre las más abundantes del mundo, respectivamente.
Sin embargo, "si vemos los proyectos y los incrementos de producción reales, estos corresponden a gas de arenas compactas", dijo a BNamericas el director de investigación del segmento upstream de Wood Mackenzie para América Latina, Horacio Cuenca.
Las múltiples formaciones de arenas compactas de la cuenca, como Mulichinco y Punta Rosada, son más permeables y porosas que las de esquisto y, por lo tanto, hacen posibles menores costos de perforación, explica el experto.
En consecuencia, la producción de gas de arenas compactas ha venido incrementándose a un ritmo más acelerado y con mayor rentabilidad que la de hidrocarburos de esquisto, que requiere más tiempo y capital, por lo que representa hoy un cuarto del volumen gasífero total de la cuenca, según un estudio recién publicado por Wood Mackenzie.
Esa proporción crecerá en los próximos tres años conforme los yacimientos convencionales de Neuquén continúen agotándose, agrega Cuenca.
"Entonces, en 2018 y 2019, cuando arranquen efectivamente la mayoría de los proyectos de hidrocarburos de esquisto y comience la producción a gran escala, el [nuevo] gas y petróleo se obtendrá principalmente de los esquistos", añade Cuenca. "Pero hasta entonces, va a venir principalmente de los proyectos de gas de esquisto que sostienen la meseta [de producción] de la cuenca".
Actualmente, según Cuenca, los hidrocarburos de esquisto probablemente representan no más de un 5-6% de la producción bruta de gas natural de la cuenca.
HISTORIA
En el último decenio, operadores como Petrobras, Total, Apache y la petrolera nacional argentina, YPF, han estado estudiando por necesidad el potencial de gas de arenas compactas de la cuenca, indica el analista.
Enfrentados al agotamiento natural de los campos convencionales a mediados de la década del 2000, las empresas perforadoras tuvieron que ponerse creativas para mantener los niveles productivos.
Total, por ejemplo, ha estado produciendo durante varios años en Mulichinco, "que en realidad es una formación convencional", puntualmente en la concesión Aguada Pichana.
A medida que disminuía la producción convencional, Total comenzaba a experimentar con técnicas de perforación no convencionales en arenas compactas en la periferia de la licencia, primero mediante pozos verticales.
"Observaron que, con la fractura hidráulica, se puede elevar la producción y lograr rentabilidad en los pozos", indica el investigador.
Le siguieron posteriormente otros operadores, específicamente Apache, cuyos activos argentinos fueron adquiridos posteriormente por YPF.
"Petrobras también ponía atención en estas formaciones de arenas compactas", según Cuenca, que explica que estas iniciativas exploratorias preliminares se tradujeron en la reciente proliferación del gas de esquisto como fuente importante de producción para los operadores. La extracción de gas de arenas compactas casi se triplicó en los últimos dos años, según el estudio.
EL FUTURO
El estudio, que analiza seis formaciones de arenas compactas en la cuenca, determinó que el principal problema que enfrentan estos proyectos es la elevada variabilidad del rendimiento de los pozos en las distintas formaciones.
A raíz de esto, las empresas deben perforar un alto número, de modo que el 25% de los pozos con mayor rendimiento pueda asegurar la rentabilidad de toda una operación al precio incentivado a boca de pozo de US$7,50 por millón de BTU que ofrece el gobierno por la nueva producción gasífera, añade.
Un operador que debiera incrementar significativamente la producción no convencional de gas es Pampa Energía, que hace poco adquirió una participación controladora en Petrobras Argentina por US$897 millones.
"Ellos [Petrobras] controlan concesiones de arenas compactas interesantes, pero también áreas de esquistos", señala Cuenca, que agrega que, pese a contar con los conocimientos técnicos, Petrobras no ha podido capitalizar del todo su posición no convencional en Argentina en los últimos años debido al enfoque de su matriz en Río de Janeiro, que privilegia el desarrollo de las reservas marinas del presal brasileño.
Tras adquirir Petrobras Argentina, Pampa, con sede en Buenos Aires, podrá dedicar mayor atención y recursos que Petrobras a la explotación de gas de esquisto y arenas compactas.
Luego de la transacción, Petrobras, Pampa e YPF compartirán el campo gasífero Río Neuquén, que se concentra en Punta Rosada.
Una nota de investigación de Raymond James publicada en mayo señala que Río Neuquén ofrecía "enorme potencial de crecimiento", ya que sus recursos de esquisto y arenas compactas podrían duplicar con creces el valor del activo.
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