Fuente: La Opinion Austral

   

¿Cómo es una “fábrica de pozos”? ¿Es posible un modelo de factoría en una explotación petrolera? ¿Los costos de producción pueden competir con los alcanzados en Estados Unidos, cuya explotación de recursos no convencionales llevó a ese país a reducir su dependencia externa de energía?

 

Un equipo de Santa Cruz Produce participó –junto a otros importantes medios de la Patagonia y de Buenos Aires- de un reciente viaje al epicentro de Vaca Muerta, en el área Loma Campana, que YPF explota en la provincia de Neuquén, para tratar de comprender un fenómeno que sienta bases para nuevos modelos energéticos en el país.

 

Si la energía explica hoy casi 9% del PBI nacional, superando al 8% que aporta el campo (según lo expresado por el consultor Daniel Gerold en las recientes Jornadas de Eficiencia del IAPG), una parte de esa explicación necesariamente deberá estar vinculada a Vaca Muerta, si no en la actualidad, sí en el futuro inmediato. Es que si bien la actividad es incipiente y una gran parte de la inversión petrolera de 2018 está concentrada hoy en la cuenca Neuquina, con casi 70% del total superior a US$ 7.500 M proyectados para el año en curso en todas las áreas del país, sorprende mucho más el avance en la reducción de costos y la mejora en los procesos de producción (en forma acelerada) que aportarán, en el corto plazo, incrementos sensibles de la producción de petróleo y gas a partir de los recursos no convencionales concentrados en aquella región.

 

La ruta del shale

 

La visita comienza tras el viaje de casi dos horas desde la ciudad de Neuquén por la ruta 7 hacia el área productiva, a unos 70 kilómetros de la capital provincial, hasta desembocar en la base de la Gerencia No Convencional de YPF, en Loma Campana. Allí, el ingeniero Gustavo Astie, responsable de esta unidad operativa, aportará las primeras precisiones al contingente periodístico.

 

Una definición inicial: Vaca Muerta es una formación geológica de 30.000 km2, ubicada a más de 3.000 metros de profundidad (los recursos no convencionales son los que se ubican en la llamada roca madre, que por su baja permeabilidad impiden la migración de hidrocarburos hacia reservorios ubicados a menor profundidad, donde se forma la la trampa de hidrocarburos que se extraen en la explotación convencional), abarcando áreas de Neuquén, Río Negro y sur de Mendoza. YPF opera con 11 equipos de perforación (tiene concesiones por 12.000 km.2) y mantiene actualmente 632 pozos activos. La inversión de este año en esa área ha sido de US$ 1.500 M (acumula US$ 8.400 M desde 2011), operando actualmente junto a socios como Chevron, Dow, Equinor, Petronas, Total, Shell y Schlumberger.

 

La producción actual de YPF en esa área alcanza los 40.500 barriles de petróleo diarios (unos 6.400 metros cúbicos) de alta calidad, además de casi 8 millones de metros cúbicos de gas por día. Es decir, en el caso del crudo representa hoy algo más del 16% respecto de los 250.000 barriles diarios que extrae la operadora en todas sus áreas del país, mientras que el volumen gasífero significa una proporción similar, con 7,9 millones de metros cúbicos provenientes del shale, sobre una producción actual de 50 millones de m.3. La meta para los próximos 5 años, explica Astie, asombra aún más: se apunta a llegar a 220.000 barriles diarios de crudo y a 25 millones de cúbicos de gas. Es decir, prácticamente se duplicaría la producción actual de crudo convencional, mientras que se incrementará en un 50% la extracción gasífera del presente.

 

Acaso estas cifras permiten poner en contexto algunos de los anuncios formulados recientemente, también en la provincia de Neuquén, por parte del ministro de Energía de la Nación, Javier Iguacel: considerando al total de proyectos concentrados en Vaca Muerta, en los próximos 5 años la producción de petróleo por día alcanzaría el millón de barriles, de los cuales la mitad será para exportación. Ese excedente, sumado a la venta de 100 millones de cúbicos diarios de gas exportable, totalizaría ventas externas por US$ 15.000 M anuales, lo que generaría un significativo superávit de la balanza comercial. De hecho, Argentina aparece en el segundo lugar del ranking internacional en materia de recursos gasíferos no convencionales y cuarto en lo que hace a la potencialidad de petróleo de este origen.

 

Reducción de costos

 

Es imposible entender todo el fenómeno Vaca Muerta sin considerar los datos esenciales que permiten hoy una explosión de actividad, liderada por YPF pero con una fuerte competencia establecida por otras grandes operadoras.

 

“La reducción de costos no se hizo a partir de un ajuste laboral, sino en la mejora de la eficiencia y la productividad”, aclaró Astie, al reflejar el modo en que se mejoró tras el primer período conocido como “curva de aprendizaje”: el costo de desarrollo de un pozo bajó desde US$ 29,6 por barril (año 2015) hasta ubicarse en US$ 12/b en la actualidad. “Este es el costo para perforar el pozo y dejarlo en condiciones para empezar a extraer el crudo”, explicó el ingeniero. El objetivo para el año próximo es bajar US$ 10/b y, al siguiente, hasta los US$ 8 que fija la referencia de la producción shale en Estados Unidos, para lograr la competitividad buscada. En gas, esas mismas referencias bajaron desde 2,3 hasta menos de 1 dólar por Millón de BTU.

 

Además del desarrollo, debe considerarse el “lifting cost”, que es el concepto que engloba al costo para extraer el petróleo o gas desde el fondo del pozo a la superficie: para este indicador, los costos se redujeron desde 16 a 7 dólares para cada barril de petróleo; y desde 2,1 a 1 dólar por MBTU.

 

Los pozos horizontales: una de las claves de la eficiencia

 

Uno de los principales avances en materia de eficiencia se logró a partir de la perforación de pozos horizontales, lo que permite el mejor aprovechamiento de las formaciones no convencionales. En agosto se produjo un hito de importancia, al alcanzar los 3.200 metros de perforación horizontal con un pozo, que sumado a los 3.000 metros de perforación vertical, alcanzó el record de 6.527 metros. “La extensión horizontal alcanzada con este pozo equivale al largo de la avenida 9 de julio, desde la bajada de la autopista hasta el Obelisco”, ejemplificó Astie, quien compartió las explicaciones junto a las geólogas Guillermina Sagasti, Daniela Ceccon y Anyelen Larsen. Dicho pozo se hizo en sólo 41 días.

 

Otro de los “drivers” que contribuyó la sensible reducción de costos es el modelo de factoría: esto implica la perforación de pozos en forma repetitiva, concentrando el equipo de perforación y las dotaciones de cada etapa de servicio en una misma secuencia (en lugar de terminar un pozo completo en cada perforación) se van cumpliendo por etapa: esto reduce los tiempos de esperas improductivas, por ejemplo, con la consiguiente merma de costos.

 

Esto fue posible de observar en el campo, con un equipo perforador en plena función (US$1.600 la hora de perforación; US$ 1.000 para el tipo de equipo –más chico- utilizado en el pozo vertical): movido sobre un sistema de rieles, el “drilling” puede perforar pozos verticales con pocos metros de diferencia, para a partir de la profundidad vertical buscada (en torno a los 3.000 metros) iniciar la perforación horizontal.

 

En esta fase entra a jugar otra de las innovaciones tecnológicas de alto impacto: la sala de geolocalización, que permite monitorear en tiempo real el recorrido del trépano, para mantenerlo dentro de la zona de interés productivo (por ejemplo, una vez alcanzada la profundidad de la roca madre, a 3.000 metros, la zona de interés para la extracción puede concentrarse en zonas no mayores a los 30 metros, mientras el recorrido horizontal debe mantenerse en rangos no mayores a 3 metros para seguir la trayectoria de mayor eficiencia productiva).

 

Una vez realizado el pozo horizontal, se da lugar a la fractura: inyección en distintos puntos del pozo horizontal de una mezcla de agua y arena, que es el agente sostén para sustentar los canales abiertos en la roca (con menos de 1 milímetro de espesor), caracterizada por su escasa o nula permeabilidad, que a partir de dicha mezcla podrá mantener abiertos los conductos para permitir la extracción de los hidrocarburos (petróleo o gas).

 

La intensa actividad productiva ya tiene reflejo en la ampliación de instalaciones: YPF trabaja en la ampliación de su planta de procesamiento de crudo (separación de agua y otros compuestos, como sal), por lo que pasará de su capacidad actual de 10.000 metros cúbicos diarios, a 18.000 m.3/d. Asimismo, está trabajando en la construcción de un nuevo oleoducto, que le permitirá elevar evacuar un total de 25.000 cúbicos diarios, más del doble de la capacidad actual.

 

Una sarta de barras que pueden torcer lentamente (90 grados se completan en un trayecto de al menos 300 metros), pero con máxima precisión, manejada por un “joystick”; herramientas tecnológicas de máxima precisión y maravillas de la ingeniería y la geología, con permanente evolución desde la investigación: así es la “fábrica de pozos” que hoy plantea uno de los desafíos más importantes del país en aras del abastecimiento energético del país.

 

Números del shale

 

YPF produce actualmente 40.000 m.3/diarios de crudo y casi 8 millones m.3/d gas. Ambos representan 16% de su producción total de sendos hidrocarburos. El plan de los próximos 5 años es llegar a 220.000 m.3/d petróleo y 25 Mm3/d gas. El Gobierno Nacional apuesta fuertemente a este desarrollo en la cuenca Nequina: Javier Iguacel estima que en 2023 se podrían exportar petróleo y gas por UU$15.000 M anuales. Actualmente, en Vaca Muerta trabajan 450 operarios propios de YPF y otros 4.500 vinculados a contratistas. No es la única operadora que se ha concentrado en el shale, ya que lo hace asociada con otras compañías. La inversión de YPF en Vaca Muerta fue este año de US$ 1.500 M. La arena utilizada para el fracking, extraída desde las provincias de Entre Ríos y Chubut, acumula una impresionante estadística: 1,5 millones de toneladas durante los últimos 6 años. Equivale a las dimensiones de una cancha de fútbol cubierta por… 125 metros de altura de arena. Por mes se realizan aproximadamente 240 etapas de fractura (consistente cada una en la inyección de agua y arena a alta presión para lograr permeabilidad en la roca y liberar los hidrocarburos).