“Los Recursos No convencionales son una parte del todo, no el todo”

» El desafío de transformar un Recurso en Reserva es el enorme objetivo que tiene por delante la Argentina, según la mirada de uno de los expertos más reconocidos de la industria hidrocarburífera.
La exploración y desarrollo de los reservorios no convencionales comenzó en Estados Unidos y Canadá hace varias décadas atrás. Sin embargo, el impulso definitivo de la explotación de estos reservorios tuvo lugar recién en los últimos diez años y muy especialmente en el último lustro.
Nuevas áreas fueron incorporadas masivamente a la producción de gas y petróleo y los resultados fueron tan importantes que en la actualidad un poco más del 50% de la producción de gas de USA proviene de reservorios no convencionales. Es muy importante aquí que bajo el rótulo de No Convencionales se incluye no solo el “shale gas” sino también los reservorios “tight” y el “coalbed methane”.
Para visualizarlo en volúmenes en el año 2010, alrededor de 6 TCF fueron producidos de reservorios “tight”, y 2 TCF cada uno aportaron el “shale gas” y el “coalbed methane”. El disparador de este boom es adjudicado en gran parte a los avances en técnicas de perforación y muy especialmente de terminación y estimulación de pozos. Sin embargo, me siento tentado a pensar que el principal “driver” fue el notable incremento en el precio del gas que tuvo lugar en Canadá y USA a principios del nuevo milenio, el cual alcanzó casi los U$S 12 el millón de BTU mientras que el spot llegó en ocasiones a U$S 20.
Funcionarios del Estado de North Dakota creen que la tecnología, la geología, el aumento del precio y el clima de negocios y regulatorio estable son alguno de los motivos que permitieron el desarrollo del petróleo en “shales”. A pesar de conocerse estos resultados en USA, no fue sino hasta fines del 2010, momento en el cual REPSOL YPF realizó el anuncio del megayacimiento de “shale gas” en Vaca Muerta, que la Industria y la sociedad argentina prestaron atención al fenómeno. Si algún incentivo faltaba para que distintas Operadoras se lanzaran a la búsqueda de los no convencionales, llegó el endeble informe preparado por una Consultora para el EIA, que asigna recursos por más de 700 TCF de gas a las cuencas sedimentarias de nuestro país.
Luego de conocerse la noticia llegó una “invasión” de “major” y fondos de inversión buscando oportunidades para no quedarse afuera de la “fiesta de los no convencionales” que está por comenzar. Por su parte, algunas operadoras, con REPSOL YPF a la cabeza se encargaban de mantener altas las expectativas con anuncios sumamente positivos respecto de los avances realizados en los últimos dos años. Es público y notorio el tremendo avance del valor en bolsa de varias compañías canadienses basado casi exclusivamente en las expectativas respecto del desarrollo de este nuevo recurso, y también la profusa información que acompaño la perforación del primer pozo dirigido, con terminación multifrac realizado por Apache en Neuquén, conjuntamente con otros pozos que perforó no solo a Vaca Muerta sino a Molles.
Todo este ambiente de excitación alrededor de los no convencionales tuvo, quizás, su punto culminante con la reciente expropiación de parte del capital accionario de REPSOL YPF. Según REPSOL, fueron los ingentes recursos alojados en los no convencionales, especialmente en Vaca Muerta, los que determinaron la decisión política. Tal afirmación es opinable y difícil de comprobar, aunque seguramente puede haber sido uno más de los motivos. En todo caso, el sólo hecho de comprobar que los volúmenes de reservas adicionados hasta el momento por el proyecto Vaca Muerta lejos estaban de las cifras propaladas por los canales comunicacionales , puede haber también influido en la decisión política final.
DEL “SHALE GAS” AL “SHALE OIL”
Desde aquel anuncio a fines del 2010 a la actualidad se produjo un sutil pero importante cambio en el paradigma de los no convencionales. Lo que comenzó como un proyecto de “shale gas”, que algunos petroleros y funcionarios decían que aseguraba el consumo de gas de Argentina por los próximos 50 años, se transformó en un proyecto de “shale oil”. Nadie se encargo de explicar los motivos de este cambio. Pero no hubiera sido redundante, si quienes “levantaron la bandera del autoabastecimiento de gas por varias décadas para los argentinos” le explicaran a la sociedad porque entonces, a la par que el proyecto migraba a petrolero, incrementábamos geométricamente nuestras importaciones de gas.
¿RECURSO O RESERVA?
Hasta el momento son pocos los pozos que se han perforado para probar el “shale gas” (en Vaca Muerta y en Molles) y la información sobre la productividad de los mismos es aun más escasa, con lo que se conoce hasta el momento podría decirse que resultaron pozos de producciones marginales y muy lejos de ser económicamente rentables, al menos bajo las actuales condiciones de precio y costo de perforación.  Otra observación preliminar que puede hacerse es que difícilmente algún pozo con estos objetivos pueda ser rentable si la producción de gas no es acompañada por la presencia de líquidos. Hay que tener en cuenta que las producciones promedio estabilizadas de la mayoría de los pozos de shale gas en USA están en el orden de los 5000 a 15000 m3/d.
Esto deja abierta aún la posibilidad del desarrollo de un proyecto de gas asociado a petróleo, como es el que debería ser factible en la Formación Vaca Muerta o incluso en la Formación Agrio, en ciertos sectores de la Cuenca Neuquina. En todo caso la explotación masiva del “shale gas” requeriría de un precio muy superior al actual e incluso mayor a los precios aprobados por Gas Plus. No es descabellado pensar en un precio de alrededor de los 10 U$S el MMBtu o aún superior. En cuanto al desarrollo del petróleo no convencional de Vaca Muerta, basándonos en la información publicada por REPSOL los pozos ya perforados resultan económicamente marginales o directamente no económicos. Sin embargo estos pozos de “shale oil” pueden llegar a definir reservas importantes si, el costo de perforación baja notablemente en una etapa de desarrollo.
Según comunicación oficial de REPSOL, la producción inicial de los pozos perforados a Vaca Muerta varía entre 200 y 600 barriles día, con la mayoría de ellos en el rango de 250 a 400; su costo, según fuentes no oficiales, habría oscilado entre los 8 y los 10 MMU$S. El pozo tipo promedio alcanzaría una producción de alrededor de 50.000 barriles en el primer año, para luego mantenerse con valores de productividad bajos pero con baja declinación. Si estos valores fueran realmente representativos el repago de la inversión del pozo no estaría por debajo de los 8 años.  Lo realizado hasta aquí no permite evaluar todas las alternativas para el desarrollo económico de este recurso ya que no solo hay pocos datos sino que además no se ha perforado ningún pozo dirigido u horizontal, que son los que permitieron mejorar la economía de todos los proyectos en USA y Canadá.
También es prudente remarcar que una consultora privada auditó reservas de petróleo para la zona de LLL del orden de 81 MMBO para las 3P con 23 MMBO des P1. Estos volúmenes son ya un indicio que pueden comenzar a certificarse reservas; no contamos con los elementos técnicos necesarios para opinar sobre este estudio. Con las condiciones actuales de precios y costos de perforación, podríamos estar cerca de trasformar parte de los recursos del “shale oil” en reservas mientras que el panorama para el gas es mucho más difícil y un posible desarrollo de estos recursos requerirá una drástica reducción de costos o un aumento de los precios de boca de pozo (o una combinación de ambos).
Un factor muy importante que no hemos discutido en este artículo aún es el de la logística y la capacitación de personal necesaria para el desarrollo de estos proyectos no convencionales, ya sea para petróleo o gas. No escapara al buen criterio de nadie, que el número y tipo de equipos de perforación actualmente activos en el país es absolutamente insuficiente para avanzar con estos proyectos; lo mismo ocurre con el equipamiento de terminación y estimulación de pozos. ¿Cuánto tiempo demandará crear esa infraestructura? ¿Estamos dispuestos a facilitar ese proceso de importación masiva de equipamiento? Finalmente, ¿cuánto tiempo adicional demandara tener el personal adecuadamente capacitado para que la totalidad de ese equipamiento funcione de manera eficaz y eficiente? ¿Existe ese personal?
*Por Daniel Kokogian, presidente de Newmilestone
Fuente: Prensa Energética
Petrolnews