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Tight gas, la principal apuesta de las empresas petroleras

by • 22 septiembre, 2016 • ArgentinaComments (0)

Desde aquel célebre informe de la Administración de Información de Energía de Estados Unidos (EIA) en el 2013 que la puso como uno de los reservorios de gas más importantes del mundo, Vaca Muerta se llevó todos los flashes. Ni la connotación negativa de su nombre evitó que la marca se extendiera por todo el mundo, a tal punto que se convirtió en un sinónimo de la Cuenca Neuquina.

Pero hay otras capas geológicas, también surgidas en el jurásico, que con menos cartel están haciendo un aporte central a la producción de gas. Formaciones como Lajas, Mulichinco o Punta Rosada, con menos prensa, ya generan uno de cada cuatro metros cúbicos que salen del subsuelo neuquino y rionegrino.

Según datos oficiales, hay alrededor de medio millar de pozos productivos que salen de estos estratos, conocidos en la industria como “tight”. Significa, literalmente, “apretado” en inglés. Se trata de arenas o arcillas que alojan hidrocarburos y que al igual que la roca madre de Vaca Muerta necesitan ser fracturadas para que éste emane. Sin embargo, por sus características físicas requieren otro tipo de intervención, lo que los convierte en reservorios más económicos. Por eso son los favoritos de las petroleras, que apuestan a estos recursos como paso intermedio a lanzarse de lleno al shale.

“Desde el punto de vista técnico son lo mismo, pero el tight es un reservorio con más porosidad y permeabilidad”, cuenta Carlos Grassia, gerente de la regional Neuquén de YPF. La compañía de bandera es la principal productora de este tipo de recurso en la provincia, con proyectos como Rincón del Mangrullo, Sierra Barrosa o Estación Fernández Oro.

Para Grassia, el factor decisivo de la apuesta de la compañía al tight fue la presencia de instalaciones. A diferencia de la ventana de gas de Vaca Muerta, algo más alejada de la zona núcleo de producción neuquina, estas formaciones dan buenos resultados en viejos campos con gasoductos y plantas compresoras como Loma La Lata.

También es central el acceso a los grandes ductos troncales. Cada dólar que las empresas ahorran en infraestructura es un dólar que pueden volcar a los pozos. El Neuba I, según comentó el gerente, está casi al límite de su capacidad, por lo que los nuevos proyectos deberán derivarse al Neuba II.

Formaciones como Lajas, además, permiten el uso de perforaciones verticales por el ancho de la columna. A YPF este tipo de pozos con nueve fracturas le cuestan unos 7,5 millones de dólares.

Pero no sólo la geología o la infraestructura definen a estos proyectos. El precio del recurso es clave. “Comenzamos a explorar las posibilidades del tight gas en el 2000, pero el desarrollo se demoró hasta el 2011 porque el precio del gas era insuficiente para hacer viable la productividad del proyecto”, explica Alejandro López Angriman, vicepresidente de Desarrollo de Reservas de Pan American Energy (PAE).

En Lindero Atravesado la firma produce 4,5 millones de metros cúbicos día de gas con unos 70 pozos. Lleva invertido unos 1.270 millones de dólares en los últimos tres años, y fue clave para redondear el número el denominado Plan Gas II, que llevó el millón de BTU a 7,5 dólares vía subsidios.

La empresa de los Bulgheroni no cayó en las mieles de Vaca Muerta. Antes, prefirió el territorio más conocido del tight gas, en un yacimiento que supo tener una importante producción a mediados de los 90 y que ahora vuelve al ruedo.

“Comenzamos perforando los pozos a un costo de 14 millones de dólares y gracias a la aplicación de mejoras tecnológicas, rediseño y mejora en la eficiencia en perforación y terminación hoy cuestan 7 millones de dólares”, explicó Angriman.

Aunque opera pocos yacimientos, Pampa Energía posee participación en algunos de los campos más importantes de tight de la provincia. Parte de su presencia es heredada de Petrobras, que fue uno de los primeros productores en explorar el tight en Argentina en Río Neuquén, una disputada joya petrolera.

Para Pampa, parte de la clave de estos bloques es el costo pozo. Es que mientras abajo pueden ponerse en producción zonas más marginales de las formaciones. “Es clave la terminación y los volúmenes que pueden recuperarse en relación al valor final de las terminaciones. Pueden llegar a declinar entre un 40 y un 50% en el primer año, por lo que hay que trabajar sobre esa curva”, explicaron desde la compañía a “Río Negro Energía”.

Total y Pluspetrol también apuestan al tight en Aguada Pichana y Centenario, entre otros. Aquí también son clave las viejas instalaciones de ambos campos, otrora más productivos. Ese remanente se aprovecha para trasladar el recurso que se explota en estos días. Pequeñas empresas como Capex o Oilstone apuestan a su vez a estas formaciones. Esta última incluso se encuentra punzando viejos pozos petroleros ya perforados en las capas tight, en busca de una mayor productividad.

El gas de formaciones compactas como arenas o arcillas se convirtió en un puente hacia el desarrollo del shale. Las empresas apuestan a estos recursos.

Seis claves del tight

El gas que se viene

  • Geología. Por sus condiciones, el tight es más poroso y más permeable que el shale. Eso lo convierte en una opción más accesible.
  • Terminación. Debido a sus condiciones, la parte final del pozo es distinta. En general, por ejemplo, se requiere menos presión para la fractura hidráulica.
  • Costo pozo. Por todas estas razones el costo de la perforación es algo más bajo. Además, los pozos verticales son más productivos que los que atraviesan la roca madre.
  • Precio del gas. Según estudios privados, el precio de oferta del tight ronda los 6 dólares el millón de BTU, mientras que el shale supera holgadamente los 7 dólares.
  • Ubicación. Los principales proyectos de este tipo se ubican en zonas con infraestructura existente, lo que permite abaratar costos de transporte.
  • Conocimiento. Estas formaciones se estudian desde hace años, y esto da un know how mayor.

(Por Roberto Aguirre)

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