Neuquén (EPatagonicas) 24 de Octubre. – Alcanzó 800.000 m³/d de gas no convencional al conectar apenas cuatro de los 12 pozos horizontales perforados en la formación Vaca Muerta en su primer proyecto de shale gas en Neuquén. El nivel de productividad alcanzado se compara con el de los mejores pozos de shale gas de los Estados Unidos.
La francesa Total es uno de los grandes players en el negocio local de gas. Con base en la cuenca Neuquina, donde explota campos maduros, y en la Austral, en la que hizo punta en el desarrollo de yacimientos off shore (opera Carina-Aries, el mayor complejo en aguas profundas del país), la petrolera europea produce más de 31 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d) del fluido, según datos del IAPG.
Consolidada desde hace décadas en la explotación de reservorios convencionales y no convencionales con el desarrollo de arenas compactas (tight), Total empezó a transitar en 2012 la curva de aprendizaje en Vaca Muerta con el lanzamiento de un proyecto piloto de shale gas en Aguada Pichana, su principal campo en Neuquén.
La iniciativa, que contempló la perforación de 12 pozos horizontales multifracturados en el área, avanza con resultados alentadores. En agosto, la compañía conectó a la red de gasoductos los primeros cuatro pozos de shale gas, que hoy inyectan, en conjunto, más de 800.000 metros cúbicos diarios (m³/d) del fluido. Son cifras importantes, sobre todo porque es el primer desarrollo de este tipo de la operadora y apenas el segundo a nivel nacional (el otro lo llevan adelante YPF y Dow en El Orejano).
A diferencia de otros productores, que dieron sus primeros pasos en Vaca Muerta con la mira puesta en el petróleo de arcillas (shale oil), como por ejemplo YPF, Total proyectó desde el inicio un modelo de negocios para el desarrollo de los recursos no convencionales que se basó en tener flexibilidad con respecto al tipo de fluido a producir. Sobre esa plataforma, hizo foco en un principio en el shale gas.
Gas argentino contra gas importado
La empresa francesa fue pionera en distinguir la oportunidad creada por la situación gasífera del país, que importa un 25% del gas consumido a precios elevados. Esa dependencia del gas que llega desde el exterior creó, además, fuertes tensiones en las cuentas fiscales.
Frente a este contexto, Total ideó un business case con eje en la producción de gas natural de campos no convencionales para competir contra el gas importado. Es que, incluso con el bajísimo nivel del Henry Hub –el precio del gas en Estados Unidos, que cotiza por debajo de los u$s 2,80 por millón de BTU–, el valor del LNG en la Argentina supera los u$s 8.
Desde la óptica de Total, que es compartida por la mayoría de las empresas del upstream local, ese precio es competitivo para desarrollar campos no convencionales de gas, lo que traería aparejado el ahorro de una importante cantidad de divisas que hoy se utilizan para solventar la importación del fluido y tendría además efectos positivos sobre las economías provinciales y nacional a través del pago de impuestos, regalías y la generación de trabajo.
Tres patas
La estrategia de Total en Vaca Muerta se sustenta sobre tres ejes centrales: la confirmación de la productividad de la roca (Vaca Muerta), la eficiencia operativa y la existencia de un mercado que esté dispuesto a pagar por el gas un precio razonable. La primera es fundamental, ya que sin productividad las otras dos carecen de sentido. Fue clave, en ese sentido, la identificación dentro de Aguada de Pichana de las locaciones a perforar con mayor potencial geológico. Para la compañía, si bien son muy importantes la eficiencia y la reducción de costos, desafíos que tiene por delante la industria petrolera si quiere alcanzar un desarrollo rentable de Vaca Muerta, lo fundamental en las etapas tempranas es confirmar que la productividad de los pozos es la adecuada, además de empezar la curva de reducción de costos.
Total perforó pozos horizontales de entre 2.500 y 3.000 metros de profundidad con una extensión lateral de entre 1.000 y 1.500 metros. A medida que avanzó con la perforación, la petrolera mejoró de forma sustancial la arquitectura de los pozos, así como sus indicadores de eficiencia.
La explotación no convencional de hidrocarburos implica, en la práctica, la creación de un reservorio de manera artificial. Sobre ese punto, son muchos los aspectos técnicos que hay que definir para alcanzar parámetros de producción aceptables y es donde se demuestra el valor agregado de los equipos de trabajo pluridisciplinarios, ya que es necesario combinar una multiplicidad de variables de distinta naturaleza: geológica, geofísica, diseño, ingenieril y tecnológica, entre otras.
Revista Petroquímica
