La magnitud del desafío de convertir esos recursos en reservas empujó a los players de la industria a poner en común sus avances técnicos en la exploración de los campos no convencionales. La cita se dio en Neuquén, en el marco del seminario “Exploración y desarrollo de reservorios no convencionales”, organizado por la Asociación de Ingenieros en Petróleo (SPE) a mediados de junio.

Hasta el Espacio DUAM, a pocos metros del aeropuerto de la provincia patagónica, llegaron los máximos responsables del desarrollo no convencional de las principales petroleras del país. Se distribuyeron en dos mesas redondas y detallaron las tareas realizadas en Vaca Muerta en los últimos años.

Se sabe: para superar el laberinto geológico, tecnológico y económico que ofrece el desarrollo del shale harán falta ya no sólo grandes esfuerzos individuales, sino fundamentalmente sinergias colectivas que eleven el conocimiento del play. Pablo Bizzotto, gerente regional de Áreas No Convencionales de YPF, brindó detalles del estado actual del proyecto no convencional en Loma Campana-Loma La Lata, donde la petrolera bajo control estatal realiza el desarrollo shale más avanzado del país.

Con 4.000 contratistas (un 35% de los 11.000 que trabajan en todo Neuquén), la iniciativa moviliza 23 equipos de perforación, 8 de workover y 13 de fractura. A la fecha se habían perforado cerca de 220 pozos que demandaron más de 900 etapas de estimulación hidráulica.

“Vaca Muerta se encuentra en una etapa incipiente de producción. Tiene una forma de composición única, con excelentes condiciones para producir. Éste será el año en el que desarrollaremos pozos horizontales”, precisó el ejecutivo, que hasta marzo se desempeñaba como gerente de Negocio de Gas en Neuquén y estuvo a cargo del rejuvenecimiento de Loma La Lata a través de programas de plungerlift y de la instalación de compresores en boca de pozo para elevar la alicaída presión del yacimiento.

HETEROGÉNEA Y MUY VARIABLE

El punto de partida entre la mayoría de las exposiciones fue la heterogeneidad geológica de la formación de la cuenca Neuquina, lo que dificulta su explotación, porque cada perforación exige particularidades. “Vaca Muerta es una roca que consiste en múltiples secuencias con sedimentos depositados en diferentes áreas, lo que provocará su complejidad y variabilidad”, advirtió Ricardo Livieres, gerente de Operaciones de ExxonMobil, la mayor petrolera privada del planeta, que se apresta a colocar otros dos pozos de exploración (ya tiene más de 10 perforados) en sus participaciones en Neuquén (será el tercero con YPF y el segundo con Petrobras).

A partir de diferentes ensayos en la formación, Enrique Feinstein, gerente de Exploración de Roch –la petrolera independiente fundada por Ricardo Chacra, que en 2011 empezó a estudiar la producción de gas de esquisto (shale gas) y petróleo de arcillas (shaleoil)–, precisó: “Revelamos que la respuesta eléctrica es bastante diferente en cada área, por lo que Vaca Muerta es una formación heterogénea. Encontramos un 40% de la arcilla que esperábamos en la corona del pozo, el alto contenido de materia orgánica llega a un 11% con zonas en las cuales el carbono es muy alto y el ambiente de depósito de los sedimentos es marino”, detalló el licenciado en Geología egresado de la Universidad de La Plata, que hasta hace un año y medio estaba a cargo de la exploración de campos de Roch en Santa Cruz.

En la misma línea, Leonardo Maschio, Gerente de Reservorio No Convencionales de Pluspetrol, que planea completar un pozo con nueve fracturas en Vaca Muerta, indicó que “la formación tiene presión de reservorio mas alta que la normal, por lo tanto a medida que la formación se deplete es probable que se produzca una reducción en la permeabilidad. Para lograr reproducir los datos de producción medidos con el modelo fue necesario considerar que aumenta la presión en la zona estimulada y que la permeabilidad baja en función del depletamiento. Esto coincide con las mediciones de permeabilidad en función de presión de confinamientos realizadas en coronas”, agregó.

Pluspetrol se asoció con YPF para desarrollar siete bloques que la petrolera presidida por Miguel Galuccio adquirió de Apache. “Vamos a trabajar en conjunto en la curva de aprendizaje, ya que cada reservorio no convencional tiene la suya particular. No podemos traer nada de Estados Unidos, montarlo aquí y esperar que funcione de la misma forma. Nos puede ayudar, pero Vaca Muerta tiene propiedades únicas”, enfatizó Maschio.

Bizzoto ahondó sobre la misma lectura: “Los shale son extremadamente heterogéneos. Tenemos variaciones que se registran en distintas escalas de análisis a nivel de campo, superficie y pozo. Esto provoca que sea crítico entender todas esas variaciones de diferentes planos para definir la mejor estrategia de desarrollo”, analizó.

En consonancia, Maximiliano Hardie, gerente de Operaciones de Shell, complementó: “Podemos analizar lo que ocurrió en Estados Unidos, pero la solución para Vaca Muerta es única. Necesitamos de la cooperación de las empresas de servicio y el Gobierno”.

PACIENCIA

Salvo YPF, el resto de las petroleras se encuentra recién atravesando la fase exploratoria de los yacimientos no convencionales. Algunas están todavía recopilando datos geológicos y geofísicos, otras están testeando el rendimiento de sus primeros pozos exploratorios y las menos están encarando proyectos pilotos para estudiar con mayor detalle la producción de sus bloques.

De ese comportamiento se desprende, casi inevitablemente, que será muy complejo que la producción proveniente de Vaca Muerta tenga a corto plazo un peso significativo en la oferta total de hidrocarburos de la Argentina. Livieres dejó en claro: “Antes de tener un retorno de la inversión pasarán muchos años, así que se requiere un plan y apoyo financiero”.

En tanto que Sergio Giorgi, director de Recursos No Convencionales de Total –el segundo mayor productor de gas de la cuenca Neuquina–, agregó que “a nivel país, necesitamos obras de infraestructura, favorecer la entrada y salida de capitales, así como también de insumos y equipamientos”.

La petrolera francesa está presente en 11 bloques en el área central de Vaca Muerta, en seis de ellos como operadora. “Empezamos en Vaca Muerta con estudios en 2008 y perforamos nuestro primer pozo en mayo de 2012, que actualmente produce gas no convencional. Para fines de ese año también perforamos cinco pozos de petróleo para aumentar esa cifra a 11 en 2013. Este año sumamos dos equipos más de drilling para contar a la fecha con 23 pozos perforados, de los cuales siete están en impulso, 15 testeados y cinco en etapa de completación”, detalló Giorgi, que cuenta con un extenso perfil internacional, con experiencia en el upstream de París, Italia, Indonesia y el norte de África. “Para el año que viene, realizaremos pilotos de petróleo y gas condensado”, agregó.

El ejecutivo, que retornó al país para liderar el desembarco en el shale de la compañía, fue uno de los pocos oradores que abordó la necesidad de generar un marco regulatorio que apuntale el ingreso de las ingentes inversiones que demandará la explotación a gran escala de Vaca Muerta. “La cantidad de dinero que hace falta invertir en Vaca Muerta no está hoy en la Argentina. Hay que traerla de afuera y estamos compitiendo con otros países. Tenemos que definir una política de precios que garantice estabilidad a largo plazo”, precisó.

COSTOS EXCESIVOS

A la hora de ponderar la viabilidad de sus proyectos, las petroleras tropiezan con la misma piedra: la escasez de la oferta de servicios, que redunda en un encarecimiento de los costos de operación. “Hay una fuerte demanda de equipamientos y servicios, y las tarifas están por encima de las que se manejan en otros países, al igual que la necesidad de mano de obra calificada”, afirmó Gabriela González, gerente de Reservorios No Convencionales de Pan American Energy (PAE), que lleva perforados 17 pozos en Vaca Muerta, aunque de forma prioritaria está concentrada en la extracción de tight gas de arenas compactas de las formaciones Grupo Cuyo y Mulichincho.

PAE –cuya propiedad se reparten BP, la familia Bulgheroni y la china Cnooc– tiene en operación cuatro equipos de perforación en Lindero Atravesado, donde está colocando pozos verticales de entre 4.200 y 4.500 metros de profundidad, con un espesor de 500 metros. En cada proyecto de tight gas, la empresa invierte cerca de u$s 200 millones por año.

González advirtió sobre la falta de servicios y recursos humanos capacitados para cubrir el fuerte incremento de la actividad en Neuquén. “Después de realizar diferentes estudios, llegamos a la conclusión de que aquí hay un déficit por la poca cantidad de ingenieros y geólogos recibidos, al ser carreras largas y agotadoras”, señaló esta licenciada que, tras especializarse en la exploración en los yacimientos naturalmente fracturados de la cuenca Tarija, en Bolivia, regresó al país en 2011 para hacerse cargo del desarrollo de los plays gasíferos de PAE en Neuquén.

Los elevados costos de operación en Vaca Muerta golpean con mayor crudeza a YPF, la única operadora –asociada con Chevron– que está ejecutando una explotación comercial del shaleoil en el país. “Es esencial bajar los costos”, admitió Bizzoto. “En 2012, cada pozo nos costaba alrededor de u$s 11,4 millones, mientras que el primero realizado este año salió u$s 7,4 millones. Sin embargo, aún no es suficiente, por lo que tenemos un plan para bajar esa cifra a u$s 6,2 millones en los próximos dos años”, adelantó.

OPTIMIZACIÓN

Uno de los segmentos sobre los que está trabajando la petrolera para alivianar su estructura de costos es la disponibilidad de arena de fractura local. “Apuntamos a manejar nuestra propia planta de arena con intenciones de hacer un proceso de transporte eficiente desde el lugar donde se recolecta hacia el punto de distribución en trenes”, anticipó el directivo.

La estimulación hidráulica de un play no convencional requiere grandes cantidades de arena para favorecer la producción de hidrocarburos. Feinstein, de Roch, precisó que para cada etapa de fractura la empresa utilizó entre 3.000 y 4.000 bolsas de arena, que es inyectada junto con agua en la formación a alta presión. Por eso, Bizzoto añadió que “YPF está evaluando alternativas para lograr una red más eficiente de distribución del agua”. “Estamos contemplando dos o tres satélites en el campo con acueductos que la transportarán a las localidades por medio de mangueras especiales”, detalló.

Con todo, para las empresas la provisión de servicios es uno de los grandes cuellos de botella que enfrenta la industria. “Un tema crítico fue la disponibilidad de insumos y servicios. Para las pequeñas y medianas compañías, firmar contratos a largo plazo es muy complicado. Hoy los costos son muy altos para los precios de petróleo que se están manejando en el mercado doméstico”, lamentó Feinstein.

En algunos segmentos de servicios, en especial los relacionados con la provisión de equipos de drilling y workover, la falta de oferta está alterando el cronograma de tareas previsto por las empresas. “Tenemos compromisos y queremos cumplir con los plazos, pero la alta competencia de equipos y servicios nos crea dificultad con el cronograma que deseamos”, señaló Livieres, de ExxonMobil, que antes de conducir la exploración del shale en Vaca Muerta se desempeñaba como advisor de la petrolera norteamericana en Texas (Houston).