Por Ing. Eduardo Costa (*)

Yacimiento Petrolífero Vaca Muerta (Segunda Parte)

Los volúmenes de hidrocarburos alojados en la formación Vaca Muerta son considerados recursos, para ser reservas deben superar un umbral de viabilidad geológica y comercial. Neuquén, el punto de partida.

En la entrega anterior, nos referimos al potencial del yacimiento ubicado en Loma La Lata lo cual constituiría una posible salida para el déficit energético y para lograr el autoabastecimiento del país.
Recordemos que el nombre de este yacimiento proviene de la forma del mapa de Vaca Muerta sobre una cartulina que dibujara un geólogo de YPF, el cual se parecía al dibujo de una vaca echada.
-Las reservas en consideración, ¿Son posible, probables o probadas?
Los volúmenes de hidrocarburos alojados en la formación Vaca Muerta son considerados recursos, para ser reservas deben superar un umbral de viabilidad geológica y comercial. Si bien se han realizado pozos de desarrollo como consecuencia de descubrimientos, no se ha logrado un importante tiempo de producción para demostrar una declinación estable, y así poder predecir las acumuladas de hidrocarburos para cada yacimiento no convencional.
-¿Se encuentran certificadas?
Aún no alcanzan el estatus de reservas certificadas, sin embargo en una reciente publicación de la prestigiosa EIA (Energy Information Administration) se especifica que la Argentina ocupa el 3º lugar en el mundo con 774 trillones de pies3 (tcf) de gas, de los cuales un 53% corresponden a Neuquén, detrás de China (1.300 tcf) y EE.UU (1.000 tcf).
-¿Las reservas de Vaca Muerta cubrirían el autoabastecimiento?
Considerando una muy baja proporción lo publicado en la EIA aún se estaría en condiciones de asegurar un autoabastecimiento. Pero la explotación de gas y petróleo de la formación Vaca Muerta requiere un mayor impulso de inversiones, tanto en exploración como en explotación,
- ¿Cuantos años serían necesarios para lograrlo?
Especialistas coincidieron que entre 3 y 4 años son los plazos para que de reservorios como Vaca Muerta se obtengan volúmenes económicamente viables para las empresas que operan en el país.
-¿Es posible enfrentar los altos costos de extracción del shale oil?
Es posible. Sin embargo, es necesario abaratar los gastos que demanda la prospección y explotación de reservorios no convencionales.
Los especialistas coinciden en que llevará 4 años desarrollar volúmenes comerciables de ese tipo de hidrocarburos en el país.
"Además se tardará 5 años en llegar a una capacidad plena", indicó Alexander Robart, de Packwest. Mencionó que fuera de EEUU y Canadá, líderes en la explotación de este tipo de reservorios, Argentina está entre los países más avanzados en este nuevo horizonte de la industria petrolera.
"Argentina avanzó mucho, aunque falta bastante para llegar a una etapa comercial", Consideró que, incluso en el Hemisferio Norte, estos yacimientos no convencionales están en etapa exploratoria. Nadie ha resuelto aún el problema de cómo producir este gas". Mientras que George King, ingeniero asesor de la operadora norteamericana Apache, que explora shale gas en Neuquén, detalló las dificultades y desafíos técnicos de este tipo de extracciones, e indicó que de las 20 cuencas exploradas en EE.UU, Canadá y México, 10 están en producción comercial. "Cada pozo es diferente", en razón de la complejidad de esas formaciones geológicas.
"El shale gas cambiará el desarrollo de los combustibles fósiles", aseguró,

Neuquén, punto de partida

El ing. King destacó que "la Cuenca Neuquina es el punto de partida" para el desarrollo de los yacimientos no convencionales en el país. "Vaca Muerta no es muy diferente a los yacimientos de EE.UU., es grande, profunda y tiene petróleo y gas. No se trata de que si puede producir, sino cuánto tiempo requiere ponerlo en producción". El especialista en fracturas hidráulicas que trabajó en diez cuencas no convencionales en EEUU, comentó que gracias a las nuevas tecnologías en un futuro grandes volúmenes de gas serán recuperables. Ejemplificó que en los 90 sólo se recuperaba el 1% de los recursos de gas depositado en los shale, la que aumentó al 35% hoy en día gracias a técnicas como las fracturas múltiples en la roca y los pozos horizontales.
Otra cuestión fundamental para este tipo de yacimientos, es el precio de los hidrocarburos, ya que los nuevos pozos son mucho más caros que los tradicionales. King señaló que en 2008 el precio del gas en EE.UU. rondaba los 9 dólares, y bajó a 2,5 este año, lo cual frenó las perforaciones de shale. Explicó que los pozos de gas no convencional tienen una gran producción durante su 1er. año, por lo cual se recupera una buena parte de la inversión, luego se estabilizan y llegan a durar entre 60 y 70 años con una producción moderada en el caso del gas natural. En cambio, para los pozos de petróleo, el factor de recupero hoy se ubica entre un 3 y un 5%, y se espera llegar al 12% en los próximos tres años.
En relación al cuidado ambiental, tema sensible para los no convencionales, la tendencia es la realización de perforaciones multidireccionales desde una misma locación, lo cual reduce en un 93 % el impacto en el suelo al concentrar el montaje de instalaciones y los caminos para las maquinarias alrededor de una sola boca de pozo.

(*) Presidente del Consejo Provincial de la Ingeniería
de Tucumán - COPIT


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