En el marco del ciclo Argentina Energética, organizado por el Instituto Argentino de la Energía General Mosconi, el experto Gualter Chebli expuso sobre la situación de las reservas energéticas en el país y puso un signo de interrogación sobre el real potencial de los recursos no convencionales, al cuestionar severamente el informe del Departamento de Energía de Estados Unidos que sitúa al país como el tercero en el orden mundial en un ranking potencial. Si bien reconoció que es cierta la perspectiva en Neuquén, planteó serias dudas sobre el resto de las áreas –San Jorge incluida- y advirtió sobre los desafíos tecnológicos que implica la actividad para evitar los grandes impactos ambientales.
Geólogo e ingeniero en Reservorios, el experto tuvo una larga carrera en la YPF estatal y hoy se desempeña como consultor. Durante la conferencia, a la que Desarrollo tuvo acceso vía web, habló además de la caída de reservas en tres de las cuencas productivas del país: Neuquina -58% y -51% en stock de petróleo y gas, respectivamente; Noroeste -32 y -65%, respectivamente; y Austral, con -28 y -22%, respectivamente, en todos los casos “principalmente por la falta de exploración”.
La línea comparativa fue trazada en el 31 de diciembre de 2003 y la misma fecha de 2010. En ese lapso, la cuenca San Jorge mostró un aumento significativo de reservas, aumentando un 29% en petróleo y un 12% en gas. También la cuenca Cuyana tuvo una evolución positiva, con un 16% en petróleo y 96% en gas.
Esos saldos positivos no alcanzaron a revertir la tendencia, ya que en el total país la disminución fue de 9,4% y 42%, para petróleo y gas.
Chebli detalló además la merma de producción por empresa: en ese período Repsol YPF cayó un 36,7% la extracción de petróleo y 33% en gas; Chevron cayó 42 y 79%, para petróleo y gas, respectivamente; Capsa, 9 y 27; Apache bajó 24% en petróleo y subió 90% gas; Enap Sipetrol, 49,7% y 29%; Petrobras, bajó 48,4% en petróleo y subió 24,2% en gas; Tecpetrol, con caídas de 22 y 55%, respectivamente; Total, cayó 32,% y subió 32% en gas, a partir del nuevo gasoducto de la zona austral; en el cuadro presentado por Chebli, la operadora PAE muestra una evolución positiva en producción tanto de petróleo como de gas, con incrementos de 19,9% y 8%, respectivamente, explicando gran parte del balance positivo de la cuenca San Jorge.
El saldo final para el país en el período de referencia es de 18,2% de disminución en la producción de petróleo y 9% en gas, habiendo bajado a horizontes de actividad de 11 años en petróleo y un máximo de 7 años en gas.
Características de los no convencionales
El disertante también se refirió a la caída en cantidad de pozos exploratorios, al caer de un promedio de 101 perforaciones “fidedignas” en la época de YPF estatal, a un promedio de 38 pozos anuales en el período 2001-2009, cayendo a 18 en 2010.
“En el 2011 hubo un salto significativo en 2011 (con 85 pozos). A qué se debe esta fiebre? A que aparece en el escenario un término nuevo para los petroleros incluso, el de los hidrocarburos no convencionales, que son aquellos que para que aparezca un yacimiento de petróleo o gas requieren varias condiciones”, precisó.
Al hacer una rápida explicación, Chebli detalló que la primera condición es que exista en la cuenca una roca generadora o madre, de carácter sedimentario compuesta por partículas pre existentes que se van acumulando, tornándose rica en materia orgánica; a medida que siguen cayendo los sedimentos aumenta la temperatura y presión, lo que hace que la materia orgánica se transforme en gas o petróleo.
El otro elemento para la existencia de un yacimiento es la roca reservorio o almacén, ésta es una roca porosa que aloja el hidrocarburo, que migró desde la generadora y queda en el reservorio. Para que quede ahí debe conformar el otro elemento que es la trampa, una especie de barrera que impide que siga circulando, por lo cual debe estar formada la trampa para que el hidrocarburo no salga a la corteza. El tiempo en que se producen los procesos, indicó el disertante, es clave.
En los yacimientos comunes la roca generadora genera gas y petróleo, éste circula y va a parar a la roca reservorio, si hay una trampa.
La diferencia está en que en los no convencionales, no migra. Se genera en la roca generadora y queda inserto en los infinitesimales poros que pueda tener la roca generadora, de donde hay que extraerlos.
“Un hermoso problema ambiental”
La dificultad está en que la roca tiene poros muy pequeños, los que alojan el petróleo o gas, por lo que hay que fracturar la roca para extraerlos. Para ello se requiere que al llegar a determinada profundidad del pozo, se haga un bombardeo con partículas de arena sintética, inmersa en un gran caudal de agua, a alta presión, con una concentración de productos químicos para no desarmar la roca. Generalmente, desde un pozo vertical se conectan múltiples pozos cuasi horizontales para la fractura.
De este modo, uno de los desafíos del sistema es resolver el impacto ambiental, ya que el agua sale contaminada no sólo por los productos utilizados, sino por lo que absorbe en el terreno recorrido. “Es un hermoso problema ambiental –señaló el especialista-. Hay formas para evitar el impacto, lo cual eleva considerablemente los costos, que si para un pozo convencional son de 2,5 ó 3 millones de dólares, un no convencional se ubica entre 35 y 40 millones de dólares. Esto da una idea del problema que tenemos por delante”.
Hoy el énfasis está puesto en esto, ya que en lo que va de 2012 se llevan perforados más de 120 pozos exploratorios, por lo que posiblemente al final de año se haya duplicado el nivel de 2011.
Otro de los desafíos es el precio. Con valores de 2,5 dólares por Millón de BTU la actividad no será viable. Al citar el caso de Estados Unidos, indicó que al inicio de la actividad el precio era de 8,5 dólares por MBTU, pero hoy la producción es tan elevada que el precio cayó a 2 dólares por MBTU.
