Por Pablo Fernández Blanco y Nicolás Gandini | Revista Petroquímica Petróleo Gas & Química
Cientos de equipos petroleros laten al pulso de una pequeña multitud de trabajadores petroleros que se desempeñan en la concesión Loma La Lata Norte-Loma Campana, donde YPF puso en marcha el plan de inversiones al que se sumará Chevron. Un equipo periodístico visitó la zona con el fin de conocer qué está haciendo la empresa estatizada para poner en producción el yacimiento no convencional de la cuenca Neuquina.
Pablo Giuliano tiene 40 años, pero le dicen “el viejo”. Es una referencia que no sólo le cabe a él, sino a todos lostrabajadores petroleros de la Patagonia. Cuando le preguntan sobre el origen de ese apodo, este especialista enhidrocarburos no sabe qué responder con precisión. Uno de sus compañeros apura una respuesta: el clima árido, seco y ventoso del sur del país deja sus huellas en los rostros de las personas que trabajan en los yacimientos petroleros, algo que se nota en el rostro de Giuliano. Nada de eso le importa, sin embargo, a “el viejo”, gerente del área No Convencional de YPF, el segmento de negocios con el cual el presidente de la compañía, Miguel Galuccio, espera tornar positivos los números de producción de la empresa (aunque en menor medida, la producción de gas y de petróleo siguió cayendo tras la expropiación) a principios del año que viene.
Los 1.300 trabajadores que llegan todos los días a esta locación parecen estar cómodos con la estepa neuquina. Hace miles de años fue tierra de dinosaurios. Hoy sólo el jaroche y la zampa le ganan la pelea a las piedras y la falta de lluvias. Algunos lugareños crían chivos, pero ninguna explotación alimenticia a gran escala es viable en esta zona a menos que se traiga agua del río, que quedó lejos. Esa pobreza es sólo aparente: en el subsuelo yace la cuarta reserva de hidrocarburos no convencionales del planeta, después de Rusia, Estados Unidos y China.
La tarea de Giuliano y su equipo es traer esa riqueza a la tierra. Tiene un plan: debe perforar 2.000 pozos para extraer crudo en los 300 kilómetros cuadrados que comprende la concesión Loma La Lata Norte. En la jerga de los barones del petróleo, ese trabajo se denomina cluster, y puede costar u$s 8.800 millones. Para Giuliano, cuando esa tarea concluya, “se podrán abastecer las necesidades de la Argentina y contar con saldos exportables”.
El final del camino que acaba de comenzar parece todavía lejano. Hasta ahora, YPF realizó 100 pozos en la búsqueda de petróleo no convencional, que se ubica a mayor profundidad que el tradicional y cuya explotación es mucho más compleja. De ese total, 90 producen crudo. Giuliano avisó que tienen previsto acelerar la tarea. Este año, perforarán 130 pozos; 230 el año que viene y un promedio de 200 a partir de 2015.
Próximos pasos
Este ingeniero, que habla sin vehemencia y acompaña sus palabras con cifras mientras muestra equipos petroleros en funcionamiento, cree que ese trabajo le permitirá a YPF sumar 16.000 barriles diarios a su producción de crudo a fin de año (hoy extrae 8.000), un 8% de la oferta actual. Para 2015, el año de la elección presidencial, la empresa estatizada espera sumar casi un 31% de crudo no convencional a su oferta petrolera. Pero requiere tecnología que hoy falta en la Argentina. “Nuestra traba para ir más rápido no es el dinero”, respondió Pablo Allen, jefe de desarrollo de gas de la empresa, ante la consulta insistente de los periodistas con respecto a la capacidad inversora de YPF. “La dificultad está en que no hay equipos”, sostuvo. En enero llegará una nueva máquina perforadora para avanzar en la producción tipo factoría, mucho más veloz y económica.
Cada uno de los pozos puede alcanzar los 3.000 metros de profundidad. Una vez que está hecho, se realiza un proceso de fractura, en el fondo, en territorio de la roca madre generadora de petróleo, que consiste en una fuerte descarga de agua y arena a enorme presión, que recrea las condiciones para que la geología libere los hidrocarburos. Allí están por una herencia del jurásico: al final de esa era, las aguas del Pacífico cubrieron la Patagonia. Sus sedimentos, miles de millones de años después, se convirtieron en la principal bandera que agita el Gobierno para esquivar las dificultades cambiarias y económicas que genera la importación de energía.
De acuerdo con la tabla que manejan en el yacimiento, el costo de un pozo en enero era de u$s 11 millones.
A principios de julio, ese número había bajado hasta los u$s 8 millones. Giuliano cree que el costo disminuirá aún más, por debajo de los u$s 6 millones, pero no llegarán a un nivel tan competitivo como en Estados Unidos, la meca de la producción no convencional.
Paradoja
El desarrollo de YPF en Loma La Lata Norte encierra una paradoja: aunque la principal necesidad del país es producir mayor cantidad de gas, la empresa estatal sabe más acerca de cómo producir petróleo no convencional. Para subsanar esa distancia, encarará este año el primer desarrollo piloto de ese recurso. Hasta ahora, la empresa hizo sólo un pozo, en la locación llamada El Orejano, que hoy está inyectando gas al sistema. Promete que se sumarán otros 14.
Desde el aire, todo se ve distinto. La estepa patagónica se convierte en un tapiz de tonos verdes y marrones sobre el cual se recortan “locaciones”, como las llaman los petroleros. En cada una hay 4 pozos.
Giuliano no habla directamente de política, del Gobierno nacional ni de sus empleadores anteriores, la española Repsol, luego acompañados por los Eskenazi en la conducción de YPF. Lo hace indirectamente: “Antes acá no había nada”, señala.
Amesetados y declinantes los grandes reservorios maduros descubiertos en las décadas del 60 y 70, los campos de shale oil (petróleo de arcillas) y shale gas (gas de esquisto) representan el futuro en el imaginario hidrocarburífero. El presente obliga, sin embargo, a avanzar con cautela. La producción de shale explica hoy sólo un 2% de la oferta total de petróleo, y menos aún de la gasífera.
Primeros pasos
YPF es, hasta ahora, la empresa que concentró los principales trabajos en los plays de Vaca Muerta. En julio extrajo 1.580 metros cúbicos diarios (m³/día) de shale oil en Neuquén, el doble que un año atrás, pero todavía lejos de aportar volúmenes significativos.
Con ese telón de fondo, son pocos en la industria los que se animan a cuantificar hacia adelante el peso que tendrá Vaca Muerta en la matriz energética, cada vez más jaqueadas por las crecientes importaciones de LNG y gas de Bolivia, que acentúan las restricciones cambiarias del Gobierno. Para justificar su confianza, los más optimistas recurren a la experiencia norteamericana, que a partir de la explotación de reservorios no convencionales dejó de importar gas y amenaza con convertirse en el mayor productor del planeta. Alegan que la Argentina replicará, más temprano que tarde, ese exitoso modelo.
La mayoría de los directivos del sector prefiere, en cambio, la mesura. Advierten que el exponencial crecimiento de los shale en Estados Unidos demandó décadas de innovación tecnológica y exploración en los yacimientos, así como también ingentes inversiones –de difícil acceso para un país con escasa disponibilidad de financiamiento internacional– y una estructura de costos acorde, en términos económicos, para explotar esos campos, mucho más onerosos que los yacimientos convencionales.
De ese cruce de lecturas, que por momentos decanta en un opinismo estanco, se desprenden un conjunto de mitos, verdades y especulaciones en torno a Vaca Muerta, que se analizan a continuación.
Números inciertos
Según datos de la Agencia de Energía de Estados Unidos (EIA, según sus siglas en inglés), la Argentina cuenta con recursos técnicamente recuperables por 802 trillones de pies cúbicos (TCFs) de shale gas, potencial que la ubica en el segundo lugar del ranking mundial, sólo por detrás de China (1.115 TCFs). Los depósitos de shale oil ascenderían hasta los 32.000 millones de barriles de petróleo, en el cuarto lugar del podio, de acuerdo con las estadísticas actualizadas en enero de 2013.
La inmensidad de esas cifras –basta decir que las reservas probadas de gas de la Argentina no superan los 12 TCFs– alimenta la euforia entre quienes sostienen que en Vaca Muerta se esconde la llave hacia una nueva era energética. Sus detractores cuestionan que los números difundidos por el organismo norteamericano son inexactos, porque contemplan aportes de cuencas improductivas como la Chaco-Paranaense, que fue explorada en la segunda mitad del siglo XX sin resultados positivos.
Además, advierten que, para cuantificar el potencial de los campos no convencionales, la EIA habla de “recursos técnicamente recuperables”, una categoría que no incluye la economicidad del negocio petrolero. En ese sentido, señalan que el informe no pondera las condiciones de mercado de cada país. “La extracción comercial de shale gas en Vaca Muerta sólo es viable con precios superiores a los u$s 8 o u$s 9 por millón de BTU (unidad de medida), cuando en el ámbito local, las petroleras siguen recibiendo, en promedio, no más de u$s 2,80 por el fluido que producen”, criticó el gerente de Operaciones de una de las tres mayores productoras del hidrocarburo.
¿Una herramienta para recuperar el autoabastecimiento?
Vaca Muerta es una de las formaciones de roca generadora de hidrocarburos de la cuenca Neuquina que cuenta con una extensión total de 30.000 kilómetros cuadrados (km²). Está ubicada, mayoritariamente, en Neuquén, aunque también se esparce entre Río Negro y Mendoza.
De ese total, YPF controla concesiones por alrededor de 12.000 km², que la colocan al tope entre las petroleras con mayor acreaje en Vaca Muerta. Su base de acceso más cercana se encuentra en la localidad de Añelo.
En la antesala de la renacionalización, el kirchnerismo apuntaló su retórica a favor de la estatización de la mayor compañía del mercado local
–explica un 35% del mercado– sobre la necesidad de incrementar la inversión en el reservorio. La petrolera incorporó desde junio del año pasado 11 equipos de perforación en la zona y duplicó su producción de crudo, que pasó de 4.000 a 10.000 barriles diarios de petróleo en poco más de un año. Desde YPF indicaron que a fines de 2013 serán 20 los taladros en el bloque denominado General Enrique Mosconi, donde ahora ingresará Chevron.
Geólogos e ingenieros de la operadora están abocados a la identificación de sweet pots (o áreas calientes, en la jerga local) de mejor rendimiento productivo de shale oil. Por ahora, parecen estar enfocados en el desarrollo de proyectos de petróleo. En ese sentido, surge un interrogante: ¿podrá Vaca Muerta contribuir a frenar la declinación de la producción de gas, el principal combustible de la matriz energética? Las respuestas no son, por ahora, auspiciosas.
De los más de 150 pozos perforados en Vaca Muerta por todas las petroleras, sólo una pequeña minoría tuvo como objetivo la explotación de shale gas.
