Autor: Ing. Alberto H Calsiano
Para acceder a la exposición realizada por el Ing José Luis SUREDA (click aquí).
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Ante la perspectiva de una creciente demanda, y una declinación de la producción de nuestros yacimientos, la Importación o el estimulo a nuestra producción local parecen ser las respuestas obvias, sin embargo cualquiera de ellas requiere de la implementación de una serie de acciones que le den previsibilidad en el tiempo.
La Producción Local y la Capacidad de Transporte:
Según la exposición de PAE, la caída producida tanto en las reservas como en la producción de Gas y Petróleo se debió a la errónea interpretación originada en los importantes yacimientos descubiertos en las décadas del 70 y 80, que al crear la idea de que se disponía de abundantes hidrocarburos hizo concentrar la actividad en la producción, desalentándose la exploración, más aún si esta bebía realizarse en áreas de elevado o mediano riesgo.
Las decisiones tomadas por cada productor reflejan resultados diferentes en cuanto al nivel de producción alcanzado tanto en gas como petróleo en la pasada década. Un hecho significativo es el balance líquido - gas que tenga el yacimiento, siendo favorecidos aquellos que dispongan de una elevada participación del primero.
Analizando la producción de los yacimientos de las distintas cuencas, ocurre que el la Cuenca NOA, de los 3 yacimientos importantes, 2 están en franca declinación (AGUARAGUE y RAMOS) en tanto que ACAMBUCO que entró en producción en el año 2001 entrega 8 MMCD a los que se deben agregar 2-2,5 MMCD de un nuevo pozo productivo para marzo de 2011.
Respecto a la expansión de la capacidad de transporte en el NOA, esta ligada a la cantidad de gas a importar de Bolivia a la que se suma la producción propia de la Cuenca. Si se realizan las expansiones en tiempo y forma estaríamos en condiciones de absorber el gas boliviano, sin embargo hay que hacerlas.
En la Cuenca Neuquina de los 60 MMCD, MEGA (1) se queda con 4 MMCD a lo que se agrega el gas utilizado para operar los compresores con lo que el volumen disponible es de alrededor de 50 MMCD.
(1) Mega realiza la recuperación y fraccionamiento de los componentes pesados del gas natural. Los líquidos recuperados del gas natural o LGN se fraccionan en los siguientes productos: Etano (fase gaseosa) - Propano (fase líquida) - Butano (fase líquida) - Gasolina (fase líquida).
Ninguno de los yacimientos de la cuenca puede incrementar la producción de gas tradicional en cantidades relevantes. A lo sumo se podrían sostener los actuales niveles de producción por 2 o 3 años más.
Respecto a la Cuenca Neuquina, hoy existe capacidad ociosa de transporte.
Pasando al Sistema Sur, la capacidad máxima que hoy se puede inyectar, según datos correspondientes a mediciones reales realizadas en el campo, la máxima inyección corresponde a 36 MMCD en el Gasoducto San Martín, de los cuales la capacidad contratada para llevar gas desde la isla hasta el continente esta en el orden de los 20,5 MMCD con las actuales expansiones, a ello hay que restar el fuel gas (10 – 11 %) para el sistema de transporte o sea 2 MMCD.
Llegado al continente se suma la oferta de Santa Cruz I y II (5,5 MMCD) donde se esta trabajando para sostenerla a lo largo del año 2011. A partir de allí será muy difícil de hacerlo. Se trata de yacimientos que prácticamente inauguraron el gasoducto San Martín (década del 70).
Respecto a Magallanes, el off shore de YPF dice que podría sostener alrededor de 2,8 MMCD, el resto son campos chicos que van a disminuir su producción. O sea que desde Santa Cruz, se pueden mover alrededor de 8 MMCD puesto que su capacidad estaba dimensionada para los yacimientos cuando eran jóvenes.
Con respecto al cruce I y II del Estrecho de Magallanes, La capacidad técnica total del cruce luego de la ampliación es de 35 MMCD, con fuel gas incluido. Se cruzaban alrededor de 17 MMCD, hoy ascendió a 20,5 - 21 MMCD. las restricciones pasan por la limitación del procesamiento del gas natural, lo cual limita la capacidad de producción de gas natural
En definitiva, hoy existe más capacidad de transporte que gas disponible.
Las Importaciones de Bolivia
La producción actual de Bolivia de 41,5 MMCD, dicho volumen se reparte en el orden de prelación indicado del siguiente modo; consumo interno de Bolivia 6 – 7 MMCD, Brasil se lleva 30,5 - 31 MMCD, el resto viene a la Argentina.
El acuerdo firmado con Bolivia establece que el incremento de las entregas a Argentina será gradual, escalonado en el tiempo.
El ultimo trimestre de 2010 se realizaron obras en el campo de San Antonio que darán una oferta incremental de 2 MMCD, luego en el 1er. Trimestre de 2011 se agregaría una oferta incremental 1,5 MMCD de Itau, luego vendría una segunda etapa de expansión de San Antonio que incrementaría 4 MMCD, luego entraría Margarita con 6 MMCD y sucesivamente.
La oferta incremental estaría en el orden de los 30 MMCD, sin embargo hay que tener en cuenta que parte de ello se deberá utilizar para compensar la declinación de los 41,5 MMCD actuales.
La inversión necesaria en el up - stream es de alrededor de 3 a 3,5 Mil millones de us$ para lograr el incremento de 30 MMCD.
El yacimiento Margarita, con una inversión de alrededor de 1.300 millones de dólares le garantizarían a Argentina 9,5 MMCD según el convenio realizado con YPFB.
Para poder transportar el gas se debe realizar un gasoducto en el norte, denominado “Gasoducto de Integración Juana Azurdy”(2), parte en territorio boliviano cuya inversión esta en el orden de 40 Millones de dólares y se supone terminado para marzo del año 2011, parte en el lado Argentino cuya inversión asciende a 55 Millones de dólares y con similar fecha de terminación.
(2) Del lado Boliviano tendrá una longitud de 15 Km. y 32 pulgadas de diámetro uniendo el punto de conexión Gasoducto Yabog (Campo Grande) y Madrejones en la frontera Argentina. Del lado Argentino la longitud será de 32 kilómetros y 30 pulgadas de diámetro uniendo el punto de interconexión con Campo Durán.
La mayor producción de gas en Bolivia plantea un problema no resuelto aún.
Dado que no tiene refinerías ni tampoco tiempo para construirlas ¿Qué hará con los líquidos?
Si no se pueden procesar los líquidos, no se puede producir el gas previsto en Margarita.
Otro tema es la planta de tratamiento (US$ 400 MM) a construir en Bolivia y que debería estar funcionando en el año 2014, lo cual es poco probable que ocurra.
A ello se agrega que el gas boliviano deberá ser comprimido para ingresar al lado argentino desde 40/50 bar a 70/ 72 bar, Ello implica que la planta compresora, propiedad de Refinor, requeriría importantes inversiones para reacondicionarla. No se tiene conocimiento, a la fecha de elaboración de este artículo, de gestiones sobre el particular. El timming de las obras no sería menor a 1 año. De no resolverse estos temas pueden convertirse en un obstáculo para el flujo previsto de gas natural a Argentina.
La definición de estos temas es estratégica, puesto que si las obras no se ejecutan en tiempo y forma se comenzaran a producir demoras en las inversiones en el up – stream.
El Gas Plus:
Bajo esta denominación se encuentran los yacimientos cuya formación responde a la estructura de Tigth Gas y Shales y presentan marcadas diferencias con los yacimientos convencionales de gas.
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En los primeros la planificación de la explotación resulta más sencilla con una mayor producción por pozo y con una menor declinación de su producción a lo largo de su vida util.
Como ejemplo se puede mencionar que en la Cuenca Neuquina en los yacimientos tradicionales, Aguada Pichana, Loma de la Lata, etc. el espacio entre pozos oscila entre 20 a 40 ha. y es fácil de determinar, cada pozo rinde alrededor 300.000 MCD de gas. La declinación desde el primer año es del 10% y luego se va atemperando, la perforación es vertical y salvo que se quiera acelerar la producción, no se necesita nada más.
En el mismo campo pueden desarrollarse las denominadas Tigth Gas (arenas compactas), se trata de rocas de bajísima porosidad, difícil comunicación entre los distintos poros que constituyen el yacimiento lo que hace que la productividad de un pozo sea del orden de 30.000 a 50.000 MCD. La baja porosidad y permeabilidad junto con la baja productividad hace que el pozo deba ser perforado horizontalmente a ello se debe agregar la necesidad de fracturar la roca lo que eleva el costo total de cada pozo.
La reserva de cada pozo resulta ser modesta, dado que cada pozo puede tener entre 10 a 20 MMC de gas. A todo ello se agrega que se requiere una mayor densidad de la perforación, entre un 5 a 6 veces más que en un yacimiento convencional. Este tipo de explotación requiere un uso intensivo de agua potable (500 a 800 mil MC por fractura) y 1.400 bolsas de arena. Un pozo puede llevar 8 o 9 fracturas, lo que originará complicaciones medio ambientales, especialmente cuando el recurso se explote de modo masivo, en donde el agua potable no es abundante
Todo ello dificulta la posibilidad de realizar mayor cantidad de pozos por año,
Para cuantificar la declinación, al no existir un historial de explotación de este tipo de pozos en Argentina se toma como referencia la de USA, en donde la declinación durante el primer año es del orden del 40 al 60%, lo que implica una gran actividad en el yacimiento solo para compensar declinación
El precio actual de boca de pozo (PGBP) para el gas proveniente de este tipo de yacimiento es de 5 USD/MBTU.
Los Productores estiman que las reservas de este tipo de gas podrían ser asimiladas a un segundo Loma de la Lata, ya que hay recursos en las Cuencas Neuquina, San Jorge, así como en la NOA.
Finalmente y tratando de responder a la pregunta de la nota, pareciera ser que Argentina se encuentra en un momento de decisión, puesto que las importaciones de gas natural tienden a ser crecientes, ya sea por ductos, caso Bolivia, al que podría agregarse el GNL regasificado en Chile, o por barcos regasificadores (GNL) amarrados en nuestros puertos o en países vecinos, o por medio de plantas regasificadoras a instalarse en tierra firme.
En cuanto a la producción de nuestros declinantes yacimientos convencionales de gas y petróleo, se debe tener en cuenta que se trata de 5 cuencas productivas (en las que tambíen habría reservas de Tigth Gas y Shales), que son solo una parte de las 30 cuencas sedimentarias Argentinas. Más de 1 millón de kilómetros cuadrados de cuencas sedimentarias aptas, que requieren inversión en exploración de alto a mediano riesgo y cuyos resultados se verían no antes de 5 a 7 años.
La respuesta parece obvia, o estimulamos la exploración o seremos cada vez más energo dependientes de la provisión externa.
