El gas no convencional ¿Es la solución argentina para volver a ser un país gasifero?

El jueves 9 de junio de 2011 el Departamento de Infraestructura recibió la visita del Ing. Mariano RUIZ, Director Comercial de APACHE, el que dio un panorama general del sector y, en particular del desarrollo actual y futuro del Gas No Convencional (Gas Plus) en Argentina.

18/06/2011


Autor: Ing. Alberto H Calsiano

Para acceder a la exposición realizada por el Ing Mariano RUIZ (click aquí).
 

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Decíamos en artículos anteriores, que ante la perspectiva de una creciente demanda, y una permanente declinación de la producción de nuestros yacimientos, la Importación o el estimulo a nuestra producción local serían las respuestas obvias. Hasta ahora ganó la importación, al punto que hoy, entre el gas importado desde Bolivia (gasoducto) y el GNL (dos barcos regasificadores en operación), rondan 30 MMm3/d, con la importante erogación de divisas que ello significa, cifra que se estima será creciente en el corto plazo.
Para tratar de revertir esta situación el Gobierno Nacional oportunamente implementó el Programa Gas Plus, dentro del cual se encuentra el desarrollo del denominado Gas No Convencional: Este es el tema que pasará a tratar el Ing. M. Ruiz.
 
Mariano  Ruiz, comienza su exposición presentando a APACHE y entra de lleno en el tema estableciendo las diferencias entre las características que definen a un gas convencional (GC) del no convencional. Hará hincapié en los esfuerzos que se deben realizar en cuanto a la exploración y producción de este tipo de yacimientos.
 
Se hará un paralelismo de lo que ocurrió en la década de los 70 en los USA para propulsar el desarrollo del Gas no convencional (GNoC) y como se llevo a cabo, así como el panorama del Tigth Gas (TG) en Argentina, que es el Programa Gas Plus (GP) y cual es la relación con el TG, los proyectos aprobados a la fecha por la SE, cuales son las ventajas del programa y cual es el potencial que habría en la cuenca Neuquina.
 
Proyectos esta llevando a cabo APACHE y su perspectiva a futuro.
 
Para llegar finalmente a las conclusiones.

Diferencias entre el Gas Convencional y el TG
 
Básicamente desde el punto de vista técnico se diferencian por el grado de permeabilidad, siendo esta la propiedad de la roca por la cual un fluido puede atravesarla desde un lugar a otro, es decir el espacio que queda entre los poros. Se muestran dos fotos a nivel microscópico en la que se ven los poros. La foto muestra una serie de manchas blancas y otras obscuras. Estas últimas son los poros por el que fluyen los hidrocarburos. La foto de la izquierda corresponde a un GC en la que la permeabilidad, que se mide en Darcys, varia 0.01 a 0.05 mDcy mientras que en la foto de la derecha en la que se puede apreciar que los espacios oscuros son mucho menores que en el caso del GC, esta diferencia implica que mientras en el primer caso el gas fluye sin necesidad de introducir algún tipo de ayuda artificial entre los poros de la formación rocosa, en el segundo dado que la permeabilidad es muy baja es necesario ayudar a que el gas pueda fluir a la superficie y para ello se utiliza la fractura.   
 
Estas fracturas son masivas para lograr sacar todo el hidrocarburo entrampado, Tasa de recuperación el GC esta entre el 60 y el 80%.
 
En tanto que en el GNoC varia entre 8 y 30%.
 
Esto señala la dificultad de producir entre uno y otro tipo de gas. Los esfuerzos están dados en la tecnología para producir este tipo de gas que se desarrollo en USA a partir de la década de los 70 y requieren una reinterpretación de lo que es la sísmica al efecto de identificar este tipo de reservorio, hace unas décadas eran pasados por alto por los geólogos puesto que sus modelos indicaban que tenían que buscar otro tipo de reservorios. Por otro lado se necesita un tipo de perforación distinta para producir un GC y GNoC. Para obtener mayor producción en el GNoC los técnicos buscan atravesar este tipo de reservorios con la mayor área posible, lo que se logra con una perforación direccional ya sea atravesando oblicuamente el reservorio o mediante perforación de pozos horizontales, de ese modo se atraviesan mas áreas después se implementan técnicas de fractura y con ello se logra un mayor potencial de recuperación.
 
Otras fuentes de GNoC son el Shale gas (SG) y el cold bed methane (CBM) requiriendo esta ultima una técnica completamente distinta a las dos anteriores.
 
Se pasa a hacer un paralelismo entre lo que ocurrió en USA a partir de la década del 70 y lo que viene ocurriendo en Argentina en los últimos años. Previamente a la década de los 70 el precio del gas en USA estaba regulado su valor era alrededor de 0.50 U$D/MBTU lo que produjo un masivo reemplazo de combustibles alternativos por gas natural lo que llevo a que en el invierno del 71- 72 la producción y el consumo se emparejaron, en el invierno 72 -73 comienzan a ocurrir los primeros cortes del servicio, tomando el tema el Congreso llamando a diversos expertos a opinar en audiencias publicas. Algunos de estos opinaban que en algunas cuencas de USA existía lo que se denominaba el GNoC tanto TG como SG y que las reservas de ese tipo de gas eran cuantiosas. Así se formaron distintas comisiones, una de ellas estudia la parte técnica al efecto de evaluar la forma en que técnicamente se podrían explotar estos recursos y cuales deberían ser los incentivos para ello. La otra comisión evaluó económicamente lo que habría que implementar para que los productores pudiesen explorar y producir ese tipo de gas.
 
Durante el invierno 73 – 74 se agrava aun mas la situación se realizan cortes en escuelas, edificios públicos, y generación de energía eléctrica, no se toco a la industria. Con el correr de los años se produjo un traslado hacia combustibles alternativos con la consecuente disminución del consumo de Gas natural.(GN) De este modo si se analiza la evolución, el consumo de GN se mantiene en alrededor de 22 TCF (25% de la matriz actual) en tanto que el petróleo paso de 8 a 20 Mbp/d.
 
 Volviendo a los 70 la Comisión Evaluación económica determino que era necesaria una regulación del precio e incentivos económicos a los productores. Los incentivos económicos tenían un límite de tiempo que luego se prorrogó hasta el año 1991, lo que hizo que muchos productores volvieran a explorar y producir GN.
Llevo aproximadamente 18 años desarrollar la tecnología para producir el GNoC, ,los resultados comienzan a verse a partir de la década de los 80 en donde crece la producción y a partir del año 2006 el crecimiento es básicamente por el shale gas, siendo realmente significativo.
 
La desregulación del precio que estaba 0.50 USS/MBTU permitió los incentivos necesarios par a que los productores comenzaran a explorar y producir.
 
Se muestra un mapa de los proyectos de TG en las distintas cuencas, la primera en desarrollarse fue el Apalaches Basin lo que se extendió a una enorme superficie dentro de US, algo impensado en la década de los 70. Se indican mediante colores las profundidades de los diversos reservorios.
 
Diferencias entre TG y SG.
 
La foto muestra una especie de mármol en donde el hidrocarburo se encuentra entrampado entre espacios de color mas oscuro (negros) la única forma de hacer que  estos reservorios produzcan es mediante fracturas masivas, se inyecta fluido (agua) con distintos químicos y un agente de sostén (pelotitas de cerámica) a mucha presión, el agua a presión fractura la roca se retira el agua y las pelotitas hacen la presión necesaria para que la roca quede abierta, siendo la fractura la que conecta los espacios donde se encuentra el hidrocarburo.
 
La tecnología actual permite atravesar un área muy grande.
 
Una vez que se dispuso de la tecnología adecuada el SG aparece de modo mas masivo que el TG en USA se encuentran nuevas cuencas siendo hoy los recursos recuperables en USA 862 TCF.
 
Se menciona que un estudio de la consultora ASI (Advances Resources Internacional) para la IEA evaluó que la Argentina con 762 TCF está en tercer lugar detrás de China y USA, en cuanto a recursos de GNoC.
 
Se remarca la distinción entre recursos y reservas, las cuales a su vez se deben calificar en probadas, probables y posibles.
 
Para llegar a cuantificar los recursos la consultora toma el gas en el reservorio y lo afecta por un factor el que incluye factores tecnológicos infraestructura, posibilidad de mercado etc.
 
Esta es una buena noticia especialmente por el hecho de que las características de las rocas de los pozos que se están perforando en Argentina, la geología de nuestros pozos es similar a la de USA principalmente en la cuenca Barnet (Texas), la más importante allí.
 

Producción de GNoC
 
Se muestran una serie de fotos al efecto de tener una idea de la diferencia del esfuerzo económico que le significa al productor producir en un yacimiento de GC a otro de GNoC.
Para el GC se muestra un equipo d perforación en la que se ve un trailer alguna pileta para mover fluidos de perforación etc.,
 
En el caso de la perforación del SG se ven 12 equipos distanciados entre 20 a 40 metros, trabajan paralelamente, ubicándose sobre un riel simultáneamente perforan pozos para uno y otro lado. A ello se debe agregar la cantidad de gente que debe emplearse.
 
Los camiones llevan los equipos de compresión del agua junto con los agentes que se le incorporan. Se pueden observar los silos en los que se almacenan las pelotitas cerámicas. Dichos silos debido a la cantidad de fracturas que se realizan deben ser llenados 24 veces (en un tiempo de 10 - 12, días mientras dura el trabajo de fractura)
 
Trabajan dos equipos de perforación, uno perfora hacia un lado mientras que el otro lo hace en dirección contraria.
 
Si se tienen dos reservorios productivos a distinta profundidad, se realizan de modo simultaneo al efecto de atravesar la mayor cantidad de área posible las profundidades van en USA de 1000 m a 4000 m., en Argentina superan los 4.000m.  
 
Luego de la perforación se realizan las fracturas, en USA se aplican fracturas masivas que pueden ir de 18 a 24, atraviesan perpendicularmente al pozo, siendo la presión de fractura de alrededor de 10.000 psi. Los tubos son diseñados para resistir dicha presión, especialmente las juntas. Se muestra un diagrama de los pozos horizontales cuya longitud depende del lugar variando entre 1.000 y 2.000 m.
 
Las fracturas se monitorean desde pozos cercanos  y se van siguiendo on line por ejemplo desde las oficinas centrales en Bs. As., así como desde USA desde donde se la puede ir dirigiendo, modificar el plano de fractura, etc.
 
Se analiza un grafico que muestra el Nº de pozos perforados en distintos años para TG, SG y Cold Bed, y que ocurrió con la productividad de los pozos. La productividad de los pozos cae significativamente a lo largo del tiempo, debido a ello para producir la misma cantidad de gas en la misma área el productor tiene que perforar mayor cantidad de pozos lo que significa una inversión mayor. Respecto a SG la tecnología ha hecho que la productividad por pozo aumente del 2003/5 en adelante.
 
Según una proyección que realiza la IEA tomado el 2009 el 50% de la matriz del GN ya es GNoC en donde el SG ocupa 14% y el TG 28% Para el 2035 el 74% será GNC.
 
Dado que el valor de SG en USA, hoy esta en alrededor de 4 US/MBTU, se realiza un intercambio de opiniones sobre la posibilidad de que ese valor permita transformar a USA en un exportador de LNG (se debe agregar costo de liquefacción + transporte) y sostener en el largo plazo la producción de SG.
 
En Argentina APACHE terminó de perforar un pozo horizontal de SG en la cuenca Neuquina en el anticlinal Campamento con 10 fracturas masivas utilizando la misma tecnología que en USA cuyo costo estimado esta alrededor de 13 MU$D mientras que un pozo convencional cuesta 1,5 a 2 M us$  y un TG 3 a 5 M us$.
 
Respecto a USA son mayor los nuestros. La caída de productividad de un SG es más lenta que el TG sin embargo depende del reservorio.
 
En Argentina hoy predomina el TG, en SG no hay nada realizado mas allá del anuncio de YPF y de lo realizado por APACHE que se acaba de mencionar en donde recién esta en la etapa de las fracturas para determinar el potencial. APACHE esta haciendo en la Calera, en Neuquén, un pozo de 5.300 m de 16 M us$  para determinar potencial de TG y SG en distintos reservorios
 
Gas Plus y TG
 
Se hace una breve síntesis del Programa realizado por el Gobierno para incentivar a los productores a la búsqueda de mayor producción y reservas de GN, garantiza la libre comercialización del Gas y el precio esta sujeto a una evaluación económica para el desarrollo de esas áreas, tiene una tasa de retorno. La TiR tiene un precio por lo que la SE aprueba un precio determinado que sea razonable el que se transforma en el precio máximo aprobado, vale decir es el máximo de comercialización.  De allí surge que de acuerdo a las áreas y/o productores se tendrán distintos precios acorde los valores económicos que surjan de dicho desarrollo.
 
Para calificar los proyectos GP hay distintos pasos por ej TG se deben presentar toda la información para que califique como tal del mismo modo que si el yacimiento es nuevo en fase exploratoria, o de reservorios que no hayan sido explotados.
 
A la fecha se encuentran aprobados técnicamente 49 proyectos variando los precios desde 4,10 a 7 us$ /MBTU.
 
La mayoría de ellos se encuentran ubicados en la cuenca Neuquina.
 
Se muestra un grafico realizado por la provincia de Neuquén en la que se proyecta la evolución 2010 – 2020. Se observa la declinación de la producción del Gas convencional y el incremento por el GNoC. De allí surge que para el año 2020 se podrían tener 40 MMCD de GNoC.
Para poder conseguir revertir la tendencia declinante se necesitarían al día de hoy 2.500 M us$.
 
A la fecha se están produciendo y vendiendo alrededor de 5 MMCD de GNoC, hay un una pequeña cantidad que no se vende como GP por no haber conseguido aun la correspondiente aprobación.  
 
Se inicia un debate sobre el tiempo que llevaría el desarrollo de un reservorio GNoC. Depende de varias cosas además de la tecnología disponible.
 
Por ejemplo en el caso de la cuenca Neuquina existe una gran historia previa por lo que cualquiera que sea el caso TG o SG estarán cerca de instalaciones, ductos, tanques de almacenaje, planta de separación, etc. El problema parece ser otro cuanto, sobre el tiempo que se tardaría en llegar a 30 o 40 MMCD se trata de un tema logístico mucho mas complicado que  tiene que ver con la posibilidad de traer
 
Equipos de perforación aptos para llegar a ciertas profundidades, conseguir el agua, podría ser necesario llegar a pensar en distancias superiores a los 1.000 Km sería mas barato llegar a un lago que perforar en territorio neuquino en busca de agua a lo que s e agrega el tema ecológico.  
 
Para el caso practico de APACHE en la Calera, llevaría casi 3 años comenzar a producir.  
 
Respecto a los incentivos al desarrollo del GP y al estimulo a la realización de contratos entre productores y usuarios industriales, se plantea la diferenciación que se produce en el caso de que realizado un contrato de este tipo, si por razones de necesidad es necesario redireccionar el gas sacándoselo al productor este seria compensado por el lucro cesante que le origina esta acción. Esta situación no se refleja en el industrial, el que si quiere seguir produciendo, debe salir a comprar el combustible alternativo al Gas natural. El tema se ha planteado en diversos ámbitos sin embargo al día de la fecha no tiene respuesta, una señal podría haber sido el PET.
 
Se menciona que en el caso del GP existe abundante cantidad de notas entre distintos organismos que le darían el carácter de ser el último en redireccionarse. En el caso de ser necesario redireccionar gas primero se lo debe hacer con todo el gas convencional que el productor tiene en la cuenca.
 
De a poco se van realizando contratos. Se menciona que el año pasado CAMMESA bajo el abastecimiento de gas a las CT a 12 MMCD y no se tocó el GP, antes se cortó el gas convencional.
 
Se pregunta si existe algún tipo de instrucción en poder de las distribuidoras que refleje este nivel de protección que daría el GP.
 
El ENARGAS junto con la SE tiene calificados lo que llama “referentes” que maneja el productor con las transportistas, cada contrato tiene una identificación determinada como GP, por lo que cuando sea necesario el corte estos no serán cortados, sin embargo no existe ninguna comunicación oficial sobre el particular.
 
Volviendo al tema de GP se busca incrementar la producción local de gas, así como la mano de obra, los equipos para desarrollar el TG y más aún, el SG no solo para el productor sino para la industria, cuanto mayor producción haya menos interrupciones mayor cobro de regalías por las provincias, mayor ingreso de impuestos, sustitución de importaciones puesto que en lugar de importar LNG a 12 o 13 us$ /MBTU se estarían desarrollando reservas y producción entre 4 a 8 us$ /MBTU.
 
Se podrían desarrollar nuevas tecnologías en el país, etc.
 
APACHE tiene en Argentina en la cuenca Neuquina y en Río Negro, son 6 áreas con proyectos TG en marcha se están desarrollando dos áreas mas, como Portezuelo y Corral de Mulas. Las profundidades varían entre 2.400 a 3.900 mts. Los pozos pueden ser verticales pero direccionales requiriendo entre 4 a 6 fracturas masivas para hacer económico al pozo, el costo varía entre 3 a 5 M us$.
 
En Ranquil 14 pozos 420.000 m3/d, en Guanaco 12  pozos produciendo 440.000, Fernández Oro 26 pozos 1.000.000 m3/d Anticlinal Campamento 18 pozos, 1.000.000 m3/d  
 
La producción total de APACHE es a la fecha; 2.800.000 m3/d sobre un total de 5 MMCD.
 
Analizando la evolución del GC y el GNoC de las Áreas de APACHE se observa una fuerte declinación del primero.
 
Se muestra el desarrollo yacimiento por yacimiento con una curva ascendente durante el 2008/09 despegando en el 2º semestre del 2010 con la firma de un contrato a 3 años 1,5 MMCD con una CT a 5 us$ /MBTU.
 
Se menciona la diferencia de los costos entre Argentina y otras regiones, por ejemplo un equipo de perforación en USA o en Egipto cuesta 12.500 us$ /d en Argentina 25.000 a 30.000 us$ /d
 
No se espera encontrar algún otro Loma de la Lata con GC, la garantía del suministro durante todo el año es clave para el éxito del programa. Para el desarrollo de reservas e incremento de producción se necesitan los incentivos económicos para poder implementar el Programa. Se da el mismo ejemplo que en USA por lo que se puede lograr que la tendencia declinante de nuestros yacimientos se revierta cambiando frenando de este modo la creciente importación de Gas natural a la que nos vemos obligados. Si las reglas estuviesen dadas los Productores se volcarían al Programa.
 
Tomando como referencia la información suministrada por importantes geólogos de que en Argentina existen más de 1 Millón de Km2 de cuencas sedimentarias, de mediano a alto riesgo sin explorar y que por lo tanto no se sabe a ciencia cierta que es lo que hay, si es que hay algo; se consulta sobre si esta política que estimula el GNoC no es el fin del gas convencional, puesto que nadie va a invertir en exploración en dichas áreas, dado que es mas seguro hacerlo en las ya existentes.
 
Si esto es así, la diferencia entre el gas nuevo y el viejo parece ser el fin del gas convencional.
 
Se responde que Partiendo de la base de los yacimientos hoy existentes no habría nada que cambie la tendencia en on shore. Podría darse el caso en off shore, por semejanza con Brasil debería ser un estimulo,  sin embargo tal vez es necesario tener reglas mas claras por ejemplo el cumplimiento de los contratos que es básico para hacer económicos los proyectos, precios reales, garantía de poder trabajar libremente, etc.
 
Se intercambian opiniones sobre diversas alternativas para estimular la exploración en argentina, concluyendo que el tema debería realizarse en el Congreso de modo similar a lo ocurrido en USA.  
 
Finalmente para tratar de ensayar una respuesta a la pregunta del comienzo de la nota, si bien el GNoC parece ser parte de la solución, se debe tener en cuenta que el Programa Gas Plus abarca tanto al GNoC como al gas Convencional (Nuevo) por lo que a mediano - largo plazo y, teniendo en cuenta que Argentina dispone de más de 1 millón de kilómetros cuadrados de cuencas sedimentarias aptas, “on y off shore”, entendemos que es necesario estimular la exploración en ambos casos.

Para cerrar el artículo, una reflexión frente a diversas publicaciones periodísticas que se han venido realizando respecto al descubrimiento de  cuantiosas reservas gasiferas en nuestro país. Como dice Eduardo Barreiro; “Una Reserva para ser tal debe estar probada, cuantificada y certificada.   Todo lo demás es especulativo, con grado de especulación creciente si se habla de reservas probables, posibles y de recursos que son las definiciones más importantes. Si confundimos reservas con recursos se puede llegar a decir cualquier cosa; por ejemplo  que tenemos gas para 100 años”.




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