El fracaso del 1er pozo y los terremotos del fracking

Un informe de la consultora Intelligence Energy Solutions advirtió con motivo del acuerdo entre Chevron e YPF, que en 2012 se puso en marcha un primer pozo de shale gas que resultó "insuficiente" y desde entonces se desconfía sobre los volúmenes de la formación de Vaca Muerta y acerca de su viabilidad económica. Además alerta que se están consumiendo reservas que no alcanzan a ser repuestas en su totalidad. Por último el estudio menciona lo que serán muy malas noticias para los habitantes de la zona que protestaron días atrás en torres de YPF: hay terremotos pequeños aunque no irrelevantes vinculados a la técnica del fracking que utilizará Chevron para la búsqueda de petróleo.

CIUDAD DE BUENOS AIRES (Urgente24).- A principios de julio se conoció la noticia de que YPF ya no computaba el yacimiento de Vaca Muerta y las reservas cayeron un 10%. La petrolera estatal había descontado el reservorio del megayacimiento neuquino porque consideraba que el proyecto “aún no es viable" desde lo económico. En ese marco, el índice de reemplazo de reservas mostró una fuerte caída entre 2011 y 2012 con una tendencia similar para 2013.

Con el acuerdo con Chevron, el Gobierno cree que da un puntapié inicial para el desembarco de más inversiones extranjeras indispensables para contrarrestar la decadencia productiva petrolera producto, principalmente, de la equivocada política energética del período kirchercristinista.

"Si hay éxito se puede disparar en la Argentina un boom de gas que va a generar el interés de las grandes empresas", señaló ayer 18/07 un experto en el mercado del petróleo y el gas aUrgente24.

Ese boom fue puesto en duda este 19/07 por el Ingeniero Vicente Serra Marchese, director de la consultora Intelligence Energy Solutions SA en un informe conocido hoy cuyo anexo se refiere a Vaca Muerta y cuyos puntos salientes son los siguientes.

“Se están consumiendo reservas que no alcanzan a ser repuestas en su totalidad. Según un reciente informe de la U.S. Energy Information Administration (la Administración de Información Energética de los EE.UU.), la Argentina es la segunda potencia mundial en cantidad de reservas de shale gas (o gas de esquisto) y la cuarta en shale oil (petróleo de esquisto), en una evaluación que abarcó un total de 41 países”.

“Su explotación resulta viable, mucho más frente a la crisis energética que atraviesa el país, pero se calcula que demandaría una inversión de US$37.000 millones en los próximos 5 años, es decir, una cifra equivalente al total de las reservas del Banco Central”.

“Los acuerdos con las otras petroleras no llegan porque las condiciones actuales del país no ofrecen garantías para semejantes desembolsos; no se pueden girar dividendos, la expropiación de YPF, las tarifas de gas, los decretos de fijación de precios como el N° 1277 por parte del Gobierno, etc”.

El informe también hace referencia a la polémica técnica del fraking, que motivó la protesta de la Confederación Mapuche esta semana con la toma de torres de YPF.

Ayer en Urgente24 decíamos que en el ámbito especialista supeditan una respuesta positiva al "éxito" que pueda tener la sociedad Chevron-YPF con el sistema de fracking, de fracturación hidráulica en la que se basa la explotación no convencional.

Para Intelligence Energy Solutions SA “si bien en la petrolera estatal aseguran que allí abajo hay 117 trillones de pies cúbicos de gas y 40.000 millones de barriles de petróleo, ‘lo que significa multiplicar por 10 las actuales reservas del país’. Cosa que esta por verse dado que por ahora es una evaluación estimativa del recurso potencial. No bien es menos cierto que por tratarse de una explotación en la cual la mayoría de los potenciales socios con YPF tienen escasos antecedentes en Fraking y estos buscan participar de la renta”.

“En realidad, informalmente los acuerdos son para el desarrollo del knowhow, es decir usar la plataforma argentina para experimentar a los efectos de vislumbrar donde están los limites medioambientales para no transgredir dichos limites en otros países donde son extremadamente rigurosos con el cuidado de medio ambiente. Hay al menos dos terremotos pequeños vinculados a fracking de valor relevante y varios cientos en el rango de 2.2 a 3.8 (Richter) que es bajo pero no irrelevante, el mayor uno de 4.0 en Ohio durante el 2011”, indicó la consultora.

El informe prosigue así:

Como expusimos una cosa son los Recursos y otra explotarlos. YPF afronta y aporta los mayores esfuerzos, tiene la mayoría de los pozos perforados (60 sobre un total de 100), en general con fines exploratorios. El resto son principalmente de Shell, Exxon, Chevron, Pan American, Apache (una norteamericana independiente), Gas Medanito, la francesa Total Austral y PlusPetrol.

La explotación de shale-gas y de Oil-Gas es mucho más costosa que la tradicional. El costo de un pozo en la Argentina para el shale cuesta entre US$8 y US$10 millones, esto es tres o cuatro veces más que el costo de un pozo convencional. Los factores de recuperación globales para un yacimiento no convencional se sitúan en el entorno del 20-30% del gas o petróleo original in situ, frente a un 75% en un yacimiento convencional.

El año pasado, se puso en marcha el primer pozo de shale gas en la zona, el Orejano X2, que resultó absolutamente insuficiente. Los resultados son muy marginales, los pozos producen poco y no repagan las inversiones (Kokogian, Geologo) y se desconfía por entonces sobre los volúmenes de la formación de Vaca Muerta y acerca de su viabilidad económica.

Repasando sobre recursos y reservas, el primer término alude a la existencia probable del hidrocarburo; el segundo, en cambio, es su viabilidad, es decir su explotación es rentable. Para dimensionar la envergadura de un proyecto no convencional de gran escala, vale el ejemplo de Pioneer, que en Estados Unidos invirtió en tres años más de US$ 2.300 millones para perforar 220 pozos en horizontes no convencionales. Y hoy produce 14 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/día) de shale gas y más de 200.000 barriles diarios de shale oil.

Basado en Información Grafica y Declaraciones Publicas:

VACA MUERTA COMPOSICION ESTIMADA

70% OIL

30% GAS Oil y Gas Asociado

14% Gas

Incremento esperado de la producción de Gas

32% OIL Incremento esperado de la producción de OIL

26% TOTAL incremento del PLAN Produccion Gas & OIL.

Hasta el presente no ha sido posible obtener datos precisos de operación y mantenimiento de los pozos no convencionales para mantenerlo productivos.

Existen algunos factores que representan los parámetros más importantes en la evaluación de estos costos:

1 Relación gastos operacionales /ingresos mensuales

2 Vida útil del equipo

3 Números de pozos en extraccion artificial

4 Vida del pozo

Los ítem 1. y 2. dependen de la tecnología que debe usarse respecto a las cantidades de agua y CO2que deben inyectarse en el procesos y la presión de trabajo de los compresores.

Todo ello es debido a la conformación geológica del área.

El ítem 3 depende de la conformación geológica del área.

El ítem 4 no hay todavía una experiencia sustentable estadísticamente, sin embargo las previsiones van de 8 a 15 años.

Un precio estimado de costo ronda entre 3 y 10 u$s/MMBTU