PERSPECTIVAS DEL PETROLEO NO CONVENCIONAL. LA POSICION DE LOS GOBERNADORES
El petróleo y el gas no convencional de la cuenca neuquina serían de tal magnitud que no habría problemas de autoabastecimiento. Pero el costo de extracción es altísimo. Un conflicto que divide aguas.
Esta semana tendrá lugar la reunión de gobernadores de provincias con hidrocarburos, la Ofephi, de la que se espera alguna definición sobre el futuro energético del país, luego de la serie de quitas de áreas que fundamentalmente afectaron a la petrolera YPF. En ese espacio, los mandatarios santacruceño y chubutense son los que encabezan la línea más intransigente. En cambio, Jorge Sapag, de Neuquén, aparece con una posición más negociadora, y su par mendocino, Francisco Pérez, tampoco adscribe a la línea de quienes consideran rotos todos los puentes con la petrolera hispano argentina. ¿En qué medida las perspectivas respecto de la potencialidad de producción de la formación Vaca Muerta, aparentemente muy rica en petróleo no convencional (shale oil), incide en esta diferenciación de posiciones? Las consultas con especialistas y empresarios que operan en el área (asociados o no con YPF) arrojan una primera respuesta unánime: el recurso existente es importantísimo, su potencial es enorme, pero igual de enormes son las inversiones que se necesitan para extraerlo.
La formación geológica Vaca Muerta es una placa de roca y arcilla de una extensión de 30 mil kilómetros cuadrados, que se extiende desde Mendoza hasta Río Negro, pasando por Neuquén, donde tendría su mayor extensión y en la que más avanzados están los estudios sísmicos para definir su potencialidad petrolera. Los primeros descubrimientos de shale oil se hicieron en los bloques Payún Oeste y Valle del Río Grande, que ya extraen un caudal inicial de 480 barriles por día, un volumen chico (equivalente a unos 77 metros cúbicos diarios) pero que representa un paso tecnológico importante, ya que hace apenas ocho años no se conocía la forma de extraer el crudo alojado en este tipo de formaciones.
La particularidad de los denominados recursos no convencionales es que no se encuentran en una especie de lago subterráneo, como los yacimientos tradicionales, donde la tarea es descubrirlos y hacer los pozos verticales para extraerlo y llevarlo a superficie. El shale oil aparece alojado en las vetas de la “roca madre” que lo generó, pero que no migró a zonas más permeables para formar los yacimientos tradicionales. Localizada la roca madre, como Vaca Muerta, se conoce que hay enorme cantidad de petróleo y gas, pero repartido en pequeñas cantidades y dentro de la formación rocosa. Esto hace necesario, además de localizarlo, “fracturar” la roca (con perforaciones horizontales) para extraerlo. En esa etapa andan los primeros descubrimientos en Neuquén.
“La ventaja del shale oil respecto del petróleo convencional es que no hay que buscarlo, sabemos que está ahí y en proporciones grandísimas. El problema es a qué precio, porque extraerlo es más caro, pero todavía no sabemos cuánto. Depende de que sea económicamente viable extraerlo, lo podremos considerar una reserva o simplemente un recurso del subsuelo que está y seguirá ahí”, señaló a Página/12 Ricardo Chacra, titular de la petrolera Roch, una firma familiar que tiene como nombre sus iniciales y que explora en Vaca Muerta y otras áreas del país, con concesiones a su nombre o asociada a otras firmas.
El hallazgo de Vaca Muerta cambia la perspectiva del tema petrolero. Según Chacra, “para Argentina el problema no es que se acabe el petróleo, porque tiene en abundancia, la cuestión es a qué precio lo puede sacar”. El titular de Roch admite que la demanda de inversión es de una magnitud que la hace privativa de los grandes jugadores de este negocio. “Nosotros estamos perforando nuestro segundo pozo, hemos extraído una muestra de 140 a 170 metros de espesor de Vaca Muerta y enviamos 130 metros de corona a analizar a Estados Unidos. Acá no existe la logística necesaria, ése es el problema. Llevamos invertidos nueve millones de dólares aproximadamente, pero si el pozo no es muy productivo, no lo paga nunca”, señala.
Los grandes jugadores del negocio petrolero a los que se refiere Chacra ya están jugando en el terreno o viendo con atención el momento de entrar. Exxon Mobil informó recientemente sobre su participación en áreas sobre la formación Vaca Muerta, asociado a YPF, a partir de una primera perforación en Loma del Molle (Neuquén), y con perspectivas de desarrollar el área Pampa de las Yeguas-Bloque I, donde se prevé la perforación de otro pozo exploratorio. La inversión inicial que comprometería Exxon es de 1500 millones de dólares, aunque se estima que el desarrollo total del área podría demandar cerca de 25 mil millones de la misma divisa.
Desde que el Departamento de Energía de Estados Unidos colocó a la formación Vaca Muerta en sus informes como una de las más atractivas por su potencialidad, tanto en gas como en petróleo, las principales petroleras estadounidenses la incluyeron en sus planes. Shell y Chevron ya tomaron contacto para estudiar su participación en algunas de las áreas ubicadas sobre la vasta formación. Apache ya está trabajando en exploración sobre áreas de las que es titular. Y así como en el caso de Roch, otras empresas nacionales que tenían áreas concesionadas sobre lo que luego resultó ser un reservorio de shale oil and gas, buscan asociarse con firmas de servicios del extranjero que le faciliten el desarrollo de la exploración. Medanito lo hizo con la firma de Houston EOG Resources, con la que encaró la perforación de dos pozos exploratorios en Aguada del Chivato y Aguada Bocarey, en un proyecto que inicialmente demandará 25 millones de dólares de inversión. El primer pozo es para monitoreo microsísmico vertical, es decir para conocer la formación. El segundo, de fractura hidráulica, esto es avanzar en la evaluación de las chances que hay de extracción del petróleo. Si los resultados son positivos, la futura etapa sería la fractura horizontal de la roca.
“Las perspectivas son muy grandes, pero no inmediatas”, evalúa el titular de Roch. Las autoridades de Medanito estiman, en coincidencia, que el período exploratorio les demandará entre tres y cinco años.
El reciente anuncio de YPF acerca de un importante descubrimiento de reservas en Mendoza, también vinculada con la formación Vaca Muerta, fue muy cuestionado por la oportunidad política en que fue realizado. Pero más allá de ello, se trata de un recurso potencial que elevaría en un 50 por ciento las reservas conocidas en la provincia, de 650 millones de barriles, a más de 1000 millones. Pero para llegar hace falta demostrar que los 350 millones de shale oil descubiertos son extraíbles. YPF estimó que las inversiones necesarias se elevan a entre ocho y diez mil millones de dólares, ¡pero por año! Y asegura no tenerlos.
“Pues entonces, ¿quién los tiene?”, sería la pregunta a formularse, como en el viejo juego del Gran Bonete. La respuesta a esta pregunta es una parte sustancial de la resolución al conflicto del abastecimiento de hidrocarburos en Argentina. Mientras tanto, los gobernadores han hecho su aporte pateando el tablero de un juego que ya no beneficiaba al país. Pero a la hora de definir políticas, el petróleo no convencional puede ser una pieza clave. Y no todos lo tienen bajo sus pies.
Esta semana tendrá lugar la reunión de gobernadores de provincias con hidrocarburos, la Ofephi, de la que se espera alguna definición sobre el futuro energético del país, luego de la serie de quitas de áreas que fundamentalmente afectaron a la petrolera YPF. En ese espacio, los mandatarios santacruceño y chubutense son los que encabezan la línea más intransigente. En cambio, Jorge Sapag, de Neuquén, aparece con una posición más negociadora, y su par mendocino, Francisco Pérez, tampoco adscribe a la línea de quienes consideran rotos todos los puentes con la petrolera hispano argentina. ¿En qué medida las perspectivas respecto de la potencialidad de producción de la formación Vaca Muerta, aparentemente muy rica en petróleo no convencional (shale oil), incide en esta diferenciación de posiciones? Las consultas con especialistas y empresarios que operan en el área (asociados o no con YPF) arrojan una primera respuesta unánime: el recurso existente es importantísimo, su potencial es enorme, pero igual de enormes son las inversiones que se necesitan para extraerlo.
La formación geológica Vaca Muerta es una placa de roca y arcilla de una extensión de 30 mil kilómetros cuadrados, que se extiende desde Mendoza hasta Río Negro, pasando por Neuquén, donde tendría su mayor extensión y en la que más avanzados están los estudios sísmicos para definir su potencialidad petrolera. Los primeros descubrimientos de shale oil se hicieron en los bloques Payún Oeste y Valle del Río Grande, que ya extraen un caudal inicial de 480 barriles por día, un volumen chico (equivalente a unos 77 metros cúbicos diarios) pero que representa un paso tecnológico importante, ya que hace apenas ocho años no se conocía la forma de extraer el crudo alojado en este tipo de formaciones.
La particularidad de los denominados recursos no convencionales es que no se encuentran en una especie de lago subterráneo, como los yacimientos tradicionales, donde la tarea es descubrirlos y hacer los pozos verticales para extraerlo y llevarlo a superficie. El shale oil aparece alojado en las vetas de la “roca madre” que lo generó, pero que no migró a zonas más permeables para formar los yacimientos tradicionales. Localizada la roca madre, como Vaca Muerta, se conoce que hay enorme cantidad de petróleo y gas, pero repartido en pequeñas cantidades y dentro de la formación rocosa. Esto hace necesario, además de localizarlo, “fracturar” la roca (con perforaciones horizontales) para extraerlo. En esa etapa andan los primeros descubrimientos en Neuquén.
“La ventaja del shale oil respecto del petróleo convencional es que no hay que buscarlo, sabemos que está ahí y en proporciones grandísimas. El problema es a qué precio, porque extraerlo es más caro, pero todavía no sabemos cuánto. Depende de que sea económicamente viable extraerlo, lo podremos considerar una reserva o simplemente un recurso del subsuelo que está y seguirá ahí”, señaló a Página/12 Ricardo Chacra, titular de la petrolera Roch, una firma familiar que tiene como nombre sus iniciales y que explora en Vaca Muerta y otras áreas del país, con concesiones a su nombre o asociada a otras firmas.
El hallazgo de Vaca Muerta cambia la perspectiva del tema petrolero. Según Chacra, “para Argentina el problema no es que se acabe el petróleo, porque tiene en abundancia, la cuestión es a qué precio lo puede sacar”. El titular de Roch admite que la demanda de inversión es de una magnitud que la hace privativa de los grandes jugadores de este negocio. “Nosotros estamos perforando nuestro segundo pozo, hemos extraído una muestra de 140 a 170 metros de espesor de Vaca Muerta y enviamos 130 metros de corona a analizar a Estados Unidos. Acá no existe la logística necesaria, ése es el problema. Llevamos invertidos nueve millones de dólares aproximadamente, pero si el pozo no es muy productivo, no lo paga nunca”, señala.
Los grandes jugadores del negocio petrolero a los que se refiere Chacra ya están jugando en el terreno o viendo con atención el momento de entrar. Exxon Mobil informó recientemente sobre su participación en áreas sobre la formación Vaca Muerta, asociado a YPF, a partir de una primera perforación en Loma del Molle (Neuquén), y con perspectivas de desarrollar el área Pampa de las Yeguas-Bloque I, donde se prevé la perforación de otro pozo exploratorio. La inversión inicial que comprometería Exxon es de 1500 millones de dólares, aunque se estima que el desarrollo total del área podría demandar cerca de 25 mil millones de la misma divisa.
Desde que el Departamento de Energía de Estados Unidos colocó a la formación Vaca Muerta en sus informes como una de las más atractivas por su potencialidad, tanto en gas como en petróleo, las principales petroleras estadounidenses la incluyeron en sus planes. Shell y Chevron ya tomaron contacto para estudiar su participación en algunas de las áreas ubicadas sobre la vasta formación. Apache ya está trabajando en exploración sobre áreas de las que es titular. Y así como en el caso de Roch, otras empresas nacionales que tenían áreas concesionadas sobre lo que luego resultó ser un reservorio de shale oil and gas, buscan asociarse con firmas de servicios del extranjero que le faciliten el desarrollo de la exploración. Medanito lo hizo con la firma de Houston EOG Resources, con la que encaró la perforación de dos pozos exploratorios en Aguada del Chivato y Aguada Bocarey, en un proyecto que inicialmente demandará 25 millones de dólares de inversión. El primer pozo es para monitoreo microsísmico vertical, es decir para conocer la formación. El segundo, de fractura hidráulica, esto es avanzar en la evaluación de las chances que hay de extracción del petróleo. Si los resultados son positivos, la futura etapa sería la fractura horizontal de la roca.
“Las perspectivas son muy grandes, pero no inmediatas”, evalúa el titular de Roch. Las autoridades de Medanito estiman, en coincidencia, que el período exploratorio les demandará entre tres y cinco años.
El reciente anuncio de YPF acerca de un importante descubrimiento de reservas en Mendoza, también vinculada con la formación Vaca Muerta, fue muy cuestionado por la oportunidad política en que fue realizado. Pero más allá de ello, se trata de un recurso potencial que elevaría en un 50 por ciento las reservas conocidas en la provincia, de 650 millones de barriles, a más de 1000 millones. Pero para llegar hace falta demostrar que los 350 millones de shale oil descubiertos son extraíbles. YPF estimó que las inversiones necesarias se elevan a entre ocho y diez mil millones de dólares, ¡pero por año! Y asegura no tenerlos.
“Pues entonces, ¿quién los tiene?”, sería la pregunta a formularse, como en el viejo juego del Gran Bonete. La respuesta a esta pregunta es una parte sustancial de la resolución al conflicto del abastecimiento de hidrocarburos en Argentina. Mientras tanto, los gobernadores han hecho su aporte pateando el tablero de un juego que ya no beneficiaba al país. Pero a la hora de definir políticas, el petróleo no convencional puede ser una pieza clave. Y no todos lo tienen bajo sus pies.
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