¿Qué es el gas no convencional? Aspectos técnicos básicos y desarrollo en la Argentina

¿Qué es el gas no convencional? Aspectos técnicos básicos y desarrollo en la Argentina

Por Ariel Carignano

La exploración de hidrocarburos no convencionales se encuentra todavía en una etapa inicial. Es necesario incorporar la tecnología que permita reducir los costos, volviendo viable su extracción, y evitar así la dependencia externa en materia energética.
 
Licenciado en Economía Universidad Nacional de Córdoba. Maestrando en Economía de la Energía y Política Energético Ambiental. Docente e Investigador de la Universidad Nacional del Comahue


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Es conocido por todos que tanto las reservas como la producción de hidrocarburos vienen declinando de manera sistemática durante los últimos años. En contraposición, su demanda registra una tendencia ascendente, la cual se debe, en gran parte, al sostenido crecimiento económico que se produjo en el país en los últimos años. Esta situación tuvo como consecuencia que el país perdiera su condición de autoabastecido, debiendo recurrir, de manera creciente, a las importaciones de productos energéticos para, de esta manera, cerrar la brecha entre oferta interna y la demanda, la cual viene ampliándose de manera sistemática. Ante este panorama, surge el interrogante en relación a cuáles serán las fuentes de abastecimiento de energía necesarias para satisfacer la creciente demanda, reduciendo así la dependencia externa.

En este contexto, y desde hace un tiempo, se viene escuchando cada vez con mayor fuerza hablar de los denominados “Recursos No Convencionales”. Esta situación se fundamenta en algunos estudios preliminares que dan cuenta de una gran base de recursos en el país, donde se destacan los existentes en la cuenca neuquina. Si bien hay muy buenas expectativas en cuanto al potencial de los mismos, las empresas todavía se encuentran en una etapa de exploración y evaluación. Por esta razón es necesario ser cautos y esperar los resultados de los trabajos exploratorios y de análisis para tener una real medida del posible impacto sobre la producción y las reservas.

En realidad, no se trata de descubrimientos de nuevos reservorios, ya que la existencia de los mismos es conocida por los principales agentes de la industria, desde hace algunos años. Sin embargo, el resurgimiento del tema es consecuencia de los avances tecnológicos que mejoraron las técnicas extractivas, permitiendo reducir costos, y haciendo que los recursos que anteriormente no resultaban comercialmente explotables pasen a serlo.

Además, las características particulares de este tipo de yacimientos hacen que su explotación resulte más onerosa, por lo que se requieren mayores precios para hacer que los proyectos se tornen viables. De todas formas, ya se comienza a vislumbrar un importante impacto económico, principalmente en Neuquén, debido al desembarco de las principales empresas operadoras a nivel mundial, lo que se traduce en importantes compromisos de inversión. A su vez, estos últimos generan impactos multiplicadores sobre el resto de la economía, ya que por las características de su producción implican mayores desembolsos y contratación de mano de obra.

¿Qué es el gas no convencional?

En los yacimientos convencionales, los hidrocarburos se forman en lo que se conoce como roca madre. La misma está compuesta por una acumulación de material orgánico y rocas que se acumularon durante largos períodos de tiempo. Con el paso de los años, y a medida que se acumula una mayor cantidad de sedimentos y rocas, se generan ciertas condiciones de presión y temperatura que hacen que la materia orgánica se transforme y descomponga, obteniendo así los hidrocarburos. Posteriormente, estos migran a través de las diferentes formaciones geológicas, hasta encontrar una roca impermeable que impida su paso, conocida como sello. Si además se dan algunas condiciones que no permiten que el hidrocarburo se escape, se dice que existe una trampa geológica, y la roca donde queda alojado el petróleo, gas y agua se conoce como roca reservorio. Las mismas presentan, generalmente, buenas condiciones de permeabilidad y porosidad que permiten la explotación comercial de los mismos mediante el uso de técnicas tradicionales.

En el caso de los reservorios no convencionales, el hidrocarburo es generado de manera similar a la descripta anteriormente. La diferencia radica en que, mientras que en los convencionales el hidrocarburo migra y se aloja en la roca reservorio, en los no convencionales en general permanece en la roca que los generó. Es decir, en estos casos, la roca generadora y la roca reservorio son la misma.

Esta situación se da como resultado de la muy baja permeabilidad que presenta la roca generadora, lo que impide que se produzca el proceso de migración primaria. Esta propiedad se encuentra relacionada con la facilidad que tiene un fluido para moverse a través del reservorio. Para tener una idea, en los no convencionales, esta propiedad es más de 1.000 veces inferior a la encontrada en los reservorios convencionales.

Al hablar de los yacimientos no convencionales, hay que tener en cuenta que las características de la roca donde se encuentran alojados definen diferentes tipos de reservorios. Cuando el gas se encuentra atrapado en arenas compactas, se denomina tigth sands, mientras que si es en una roca, de conoce como shale gas. También existe otro tipo de yacimiento no convencional, que es el conocido como coalbed methane, que está compuesto por metano proveniente del carbón.

A su vez, estos yacimientos también pueden caracterizarse a través de diferentes propiedades que presentan, las que influyen sobre el tipo de hidrocarburo que contienen y las técnicas necesarias para su producción. Por un lado, el contenido orgánico total (COT), que mide el porcentaje de contenido orgánico que posee una roca. Otro indicador es la maduración térmica del mismo, que se mide a través de la reflectancia de la vitrinita (Ro), e indica el grado de madurez térmica de la materia orgánica, la cual está correlacionada con la generación de los hidrocarburos. Estas dos últimas propiedades, sumadas a la permeabilidad y al tipo de gas generado y almacenado, son las que definen las características principales de los yacimientos no convencionales.

Estas particularidades llevan a que la exploración, perforación, terminación y producción deban adaptarse a cada caso particular. En el caso de la etapa exploratoria, se requiere de una información mucho más detallada, en cuanto a la extensión, espesor y presión de los reservorios. Para esto resulta imprescindible realizar una sísmica 3D junto a estudios geofísicos y geoquímicos, además del análisis de perfiles extraídos de la formación.

En esta etapa resulta de importancia conocer las fracturas naturales que puedan estar presentes en la formación, ya que las mismas, junto a la información anterior, sirven de base para el diseño de las fracturas hidráulicas posteriores.

Luego, en la etapa de perforación, uno de los cambios más importantes que permitieron el desarrollo de los yacimientos no convencionales es la mejora en la tecnología de perforación dirigida. Esto implica perforar en forma vertical hasta la profundidad en la que se detectó la presencia de hidrocarburos, para luego modificar la dirección del mismo y, generalmente, continuar haciéndolo de manera horizontal. El objetivo radica en cubrir la mayor distancia posible de la roca, ya que al presentar una baja permeabilidad sólo se puede recuperar el gas que no esté muy alejado del pozo.

Como se dijo, esto último es consecuencia de la muy baja permeabilidad que presentan estos yacimientos, por lo que de no realizarse algún tipo de estimulación, el volumen de gas recuperado no alcanzaría para que el mismo resulte económicamente viable. Para subsanar esta situación, las mejoras en las técnicas de fracturación hidráulica permitieron reducir costos e incrementar la productividad del pozo. El objetivo de la misma consiste en generar grietas artificiales en la roca, para mejorar la permeabilidad e incrementar el flujo de hidrocarburos hacia el pozo. Para llevar a cabo estas fracturas, es necesario bombear grandes cantidades de agua y arena, junto a ciertos compuestos químicos, a presiones muy elevadas. De esta manera, este compuesto rompe la roca, creando grietas y generando así las condiciones para extraer el gas.

Recursos de gas no convencional en la Argentina

La actividad exploratoria en la Argentina, en cuanto a lo no convencional, se encuentra todavía en una etapa inicial. Si bien se conoce desde hace un tiempo la existencia de estos recursos, su cuantificación y posible paso a reservas necesita todavía de mayores inversiones en exploración para contar con mejor información sobre las características particulares de las diferentes cuencas en relación con su potencialidad y viabilidad económica.

En este sentido, durante el mes de abril de 2011, la U.S. Energy Information Administration, del U.S. Department of Energy, publicó un estudio realizado para 48 cuencas sedimentarias en 32 países, donde se expone una estimación de recursos de shale gas. Este informe sitúa a la Argentina como una de las regiones con mayores potencialidades geológicas, en términos de recursos técnicamente recuperables, ubicándose en tercer lugar, sólo detrás de China y Estados Unidos, con un total de 774 trillones de pies cúbicos (TCF). Para tener una base de comparación, este mismo informe muestra que las reservas de gas natural actuales en el país ascienden a 13,4 TCF. Aquí también resulta necesario aclarar que estos recursos no son directamente asimilables a las reservas, ya que para entrar en esta última categoría es necesario que su extracción resulte económicamente rentable, y conocer el porcentaje recuperable de los mismos. Además, este estudio no incluyó a Rusia ni a los países de Medio Oriente, los cuales poseen las mayores reservas comprobadas de gas a nivel mundial.

Este estudio identifica cuatro cuencas en la Argentina con potencial de recursos no convencionales. La Austral, San Jorge, Chacoparanaense y la Neuquina, siendo esta última la que presentaría mayor prospectividad. En esta última, la Subsecretaría de Hidrocarburos, Energía y Minería de la Provincia de Neuquén llevó a cabo un estudio para caracterizar las formaciones Vaca Muerta y Los Molles, las dos principales que tiene la provincia en cuanto a potencialidad. En este caso, y con una metodología diferente al del estudio anteriormente mencionado, se estimó un valor de 170 TCF de recursos técnicamente recuperables para la formación Vaca Muerta, y de 130 a 192 TCF en Los Molles. Estas estimaciones son preliminares y presentan un alto grado de incertidumbre, por lo que resulta necesario continuar con los estudios para una mejor caracterización de la cuenca.

Aspectos económicos de la producción no convencional

La existencia de hidrocarburos bajo la superficie adquiere importancia real sólo si el mismo resulta económicamente explotable. Es decir, para que el recurso se convierta en reserva, y pueda ser extraído, es necesario que con las técnicas y precios actuales el mismo genere un flujo de fondos que permita pagar la inversión y obtener la rentabilidad requerida por la industria. En este sentido, varios son los factores que definirán la economicidad o no de los proyectos no convencionales.

En primer lugar, y en relación con los ingresos, las características geológicas definirán, en gran parte, el perfil de producción de estos pozos, a la vez que el volumen de recursos totales extraíbles. Si bien en la Argentina todavía los mismos se encuentran en etapa de ensayos, la experiencia internacional muestra que la producción comienza en niveles muy elevados, para luego declinar rápidamente, y estabilizarse en valores bajos durante 20 o 30 años. Es por esto que se requiere de una mayor cantidad de pozos en cada locación, teniendo, estos proyectos, un período de repago más prolongado que los convencionales. Aquí resultará muy importante para la mejora de la productividad un mayor conocimiento del subsuelo que permita optimizar el diseño de las fracturas hidráulicas, maximizando el volumen extraído.

Por otro lado, uno de los factores más importantes, sino el más, es el precio en boca de pozo recibido por las empresas operadoras. Es bien sabido por todos el retraso en los precios de los productos energéticos. Esta situación es mucho más acentuada en el caso del gas natural que para el petróleo. En este último caso, el precio interno registró una importante recuperación en los últimos años, alcanzando valores cercanos a U$S 62 por barril, un 30% más que los U$S 47observados a comienzos de 2010.

No es tan así para el gas natural, que en la actualidad registra un precio promedio cercano a los U$S 2,7 MMBtu, sólo un 6% por encima del precio del año anterior. Aquí existe una importante diferencia en función del destino del gas. Es decir, la industria paga un precio superior, mientras que el costo para los consumidores residenciales es sensiblemente inferior. La posibilidad de recomponer este precio jugará un papel muy importante sobre el ritmo de perforación y producción de este tipo de yacimientos, ya que debido a las inversiones y técnicas de producción necesarias, los costos son superiores a los registrados en los yacimientos convencionales.

Para tener una base de comparación, algunos estudios muestran que en Estados Unidos, con 10 años de experiencia en este tipo de producción que generaron una ostensible reducción en los costos, el precio de corte por MMBtu que hace rentable la explotación oscila entre los U$S 4,9 y U$S 7,9, con un promedio de U$S 7. En este sentido, la Secretaría de Energía de Nación a través del Programa Gas Plus aprobó proyectos que por las características de su producción necesitan un mayor precio para ser rentables. Algunos de ellos tienen precios aprobados que van desde los U$S 4 a U$S 7 por MMBtu. Aquí el problema radica en que para obtener ese precio, la operadora debe conseguir el comprador, pero dados los problemas registrados en los últimos años, en cuanto a cortes de suministro, las empresas todavía se encuentran reacias a firmar un contrato por un mayor precio, sin la seguridad de que luego no sufrirán cortes en caso de ser necesario atender la demanda domiciliaria.

En cuanto a los costos, el monto de las inversiones necesarias se ve incrementado por la necesidad de realizar perforaciones dirigidas. Además, el proceso de fracturación hidráulica eleva significativamente los costos, constituyéndose en una de las principales erogaciones. Para dar un ejemplo, el costo actual de perforación y terminación de un pozo convencional se encuentra hoy entre de los U$S 5 y U$S 7 millones, mientras que la empresa Apache invirtió cerca de U$S 24 millones en un pozo horizontal, a un objetivo no convencional, en el área Anticlinal Campamento, en la provincia de Neuquén.

Como se mencionó anteriormente, las fracturas se realizan a través de la inyección de grandes cantidades de agua y arena, junto con algunos químicos a elevadas presiones. Debido a que esta agua vuelve a salir de la formación, es necesaria someterla a un proceso de tratamiento antes de desecharla, lo que incide también de manera importante sobre la estructura de costos.

En relación con este último punto, el manejo del agua, resultará importante el diseño de una apropiada regulación ambiental. Si bien la misma tendrá un impacto sobre los costos de producción, es importante a los efectos de la preservación del medio ambiente.

Conclusión

En definitiva, ante la situación actual, caracterizada por una persistente declinación en la producción de hidrocarburos y una demanda creciente, a la Argentina se le presenta una buena oportunidad para el desarrollo de recursos hidrocarburíferos no convencionales, tendientes a atenuar la creciente dependencia externa de los recursos energéticos.

Esta aseveración se basa en estudios preliminares, que dan cuenta de una extensa base de recursos en cuatro cuencas sedimentarias situadas en el país, siendo la neuquina la de mayor potencial. Si bien las perspectivas son positivas en cuanto al aspecto geológico, todavía la exploración se encuentra en una etapa temprana, siendo necesario continuar con los estudios para lograr una mejor caracterización de las distintas cuencas.

Otro desafío importante se vincula con las consideraciones económicas. Por más que el país cuente con un elevado volumen de recursos, si su extracción no resulta económicamente viable, los mismos permanecerán en el subsuelo. Aquí será de vital importancia acortar la curva de aprendizaje, utilizando la experiencia obtenida en otros países, e incorporando los avances tecnológicos tendientes a lograr una reducción de costos.

Por otro lado, más allá del incremento en la productividad, resulta necesario adecuar los precios en boca de pozo, que a nivel local se encuentran muy por debajo de los valores internacionales. A esto hay que sumar el hecho de que hoy los precios de los servicios petroleros se encuentran entre un 20% y un 30% por encima de los registrados en otras partes del mundo.

En relación con este tema, surge otro desafío importante, ya que el desarrollo de campos no convencionales exige la perforación de un mayor número de pozos y disponibilidad de potencia para las fracturas. Por esto, es necesario trabajar para evitar posibles cuellos de botella vinculados con la falta de equipos de perforación y bombeo, lo que retrasaría la puesta en marcha de este tipo de proyectos.

Por último, si bien la producción a partir de yacimientos no convencionales puede aportar a apaciguar la declinación actual y mejorar el horizonte de reservas del país, es importante llevar a cabo estudios técnicos y una legislación ambiental adecuada que contribuyan a evitar posibles daños al medio ambiente, vinculados al uso de químicos y al manejo del agua resultantes de las fracturas hidráulicas.

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